5-大中型水轮发电机基本技术条件SD152-87

1 适用范围 2 一般要求 3 主要参数 4 温升与绝缘 5 技术条件 6 试验、验收 7 包装、运输、标志 附录 A 供货范围(补充件) 附录 B 备品备件(补充件) 附录 C 图纸资料(补充件) 　打印 　刷新 对应的新 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 :GB/T 7894-87 大中型水轮发电机基本技术条件 SD152－87 1987-2-13 发布 1987-9-1 实施 中华人民共和国水利电力部队 批准 1 适用范围 1.1 本条件适用于三相 50Hz 额定容量为 12500kVA 及以上的水轮发电机。 可逆式发电—电动机，贯流式及其他特殊形式的水轮发电机应另有专门的技术规定。 1.2 本条件未规定事项应按国家标准 GB755－81《电机基本技术要求》及其他有关的标准执行。如有特殊 要求，用户和制造厂可在水轮发电机专用的技术 协议 离婚协议模板下载合伙人协议 下载渠道分销协议免费下载敬业协议下载授课协议下载 中商定。 2 一般要求 2.1 水轮发电机的 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 应在保证机组运行可靠的基础上，提高效率，降低造价。水轮发电机的设计审查应 有用户代表参加。 2.2 当水轮发电机及其附属设备的设计结构及新技术、新材料的采用足以引起某些特性参数或经济效益发 生重大变化时，应经过工厂试验、中间试验、工业试验等阶段，并由主管部门组织用户、科研等有关单位 鉴定合格后才能正式使用。如果需要直接用水电厂作为某种新技术(新材料)的试验场所，事前必须经过水 电部有关部门批准。 2.3 水轮发电机主要结构部分的材料如金属材料、电工材料等应按国家标准进行检查验收。 制造厂应对其所使用材料的质量负完全责任。 2.4 水轮发电机各部件的加工必须符合图纸的要求。 工件公差应符合国家标准。对标准零件的加工必须保证其通用性，对相同工件的加工必须保证其互换 性。 2.5 经考试合格并持有证明的焊接人员才能担任主要部件的焊接工作。 焊接工艺须遵守《焊接通用技术条件》(Q/ZB74－73)的规定。需要消除焊接应力的机械加工面，在应 力消除后再加工到最终所需的尺寸。 对重要的焊缝除进行外观检验外，应采用超声波等探伤方法进行非破坏性检查；在高应力区尚应进行 射线照像检查。 如用户对某部位的焊缝机械性能要求进行检查时，由用户与制造厂协商确定。按国家标准 GB2649～ 2656－81《焊接接头机械性能试验方法》进行检验。 2.6 水轮发电机的铸锻件应符合专门技术条件(如 JB1270－72《水轮机、水轮发电机大轴缎件技术条件》 等)的规定。重要铸锻件由制造厂进行单件验收，验收时应有用户代表参加。 2.7 水轮发电机所有未加工的表面，除埋设件外，均需涂漆。所有油槽内部应涂耐油漆。涂漆应遵守有关 工艺标准。涂漆层的有效期不低于 5 年。 所有机械加工面应涂防锈涂料。其防锈期应大于一年。对重要的接合面、精密加工面涂封前要进行清 洗，在涂封防锈涂料后要采取保护 措施 《全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观全国民用建筑工程设计技术措施》规划•建筑•景观软件质量保证措施下载工地伤害及预防措施下载关于贯彻落实的具体措施 。 2.8 对于耐磨性、耐蚀性、导电性或装饰性的镀层，应按专门标准(如 JB2836－80《电工产品的电镀层和 化学覆盖层》等)进行选择、试验及检查验收。 3 主要参数 3.1 水轮发电机应能在下列使用条件下连续额定运行： a.海拔不超过 1000m； b.冷却空气温度不超过 40℃； c.直接水冷水轮发电机直接冷却部分的进水温度不超过 45℃，进水温度下限在机组专用技术协议中规 定； d.空气冷却器、油冷却器和直接水冷水轮发电机热交换器的进水温度不超过 30℃； e.安装在掩蔽的厂房内。 3.2 水轮发电机的额定电压应根据不同额定容量，经制造厂综合经济技术比较并征得用户同意后，选用如 下电压等级： 6.3、10.5、13.8、15.75、18kV。 3.3 水轮发电机额定功率因数一般为： a.额定容量 125000kVA 以下者不低于 0.8(滞后)； b.额定容量为 125000～350000kVA 者不低于 0.85(滞后)； c.额定容量为 350000kVA 以上者不低于 0.9(滞后)。 根据用户要求也可制造与上述值不同的水轮发电机。 3.4 水轮发电机应能长期作调相机运行。水轮发电机的调相容量、超过 0.95 的进相深度和时间、滞相的 运行范围、带空载长线路允许的充电容量由用户与制造厂协商并在机组专用技术协议中规定。 允许用提高功率因数的方法把水轮发电机的有功功率提高到额定视在功率。 3.5 水轮发电机的额定容量应在机组专用的技术协议中规定。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额定值偏差不超过±5%； b.在额定电压时频率与额定值偏差不超过±1%； c.当电压和频率同时发生偏差值时(两者偏差分别不超过±5%和±1%)，若两者偏差都是正值则两者之 和不超过 6%；若两者偏差都是负值；或为正与负值，两者绝对值的和不超过 5%(电压和频率偏差超过上 述规定值时，应能连续运行。此时输出功率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)。 3.6 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超过 5%； 在空载额定电压和额定转速时，线电压的电话谐波因数(THF)应不超过 1.5%。 3.7 水轮发电机的效率用发电机在额定容量、额定电压、额定功率因数、额定转速时的效率值来衡量。根 据用户要求也可用水电厂优化运行所要求的加权平均效率来衡量。 A，B，C，D……为在不同负荷下水电厂水库运行的分配系数。 A+B+C+D+……=1。其值由用户提供并在机组专用的技术协议中明确。 η1，η2，η3，η4……为在额定电压、额定功率因数、额定转速时相应于机组不同负荷下的发电机效 率值。 水轮发电机额定负荷下的效率及加权平均效率应由制造厂提出保证值并向用户提供效率曲线。效率计 算方法按国家标准 GB755—81《电机基本技术要求》中有关规定进行。 3.8 水轮发电机的允许噪声级应在具体型式水轮发电机技术条件中规定。 在距水轮发电机 1m 处的总噪声级应不超过 85dB(A)。 3.9 水轮发电机在不对称的电力系统中运行时，如任一相电流不超过额定值，且其负序电流分量与额定电 流之比不超过下列数值时应能长期运行。 a.额定容量 125000kVA 及以下的空气冷却水轮发电机不超过 12%； b.额定容量 125000kVA 以上的空气冷却水轮发电机不超过 9%(如用户有要求也可提高到不超过 12%)； c.定子绕组采用直接水冷的水轮发电机不超过 6%。 3.10 在不对称故障时，短时间允许的不平衡电流值： a.对空气冷却水轮发电机其负序电流标么值 I2 的平方与时间 T(s)的乘积( )在制造时按 40s 计算； b.对直接水冷的水轮发电机按 20s 计算。 3.11 空气冷却水轮发电机在热状态下应能承受 150%额定电流历时 2min(直接水冷水轮发电机历时 1min) 不发生有害变形及接头开焊等情况，此时电压应尽可能接近额定值。 3.12 水轮发电机和与其直接或间接连接的辅机应能在飞逸转速下运行两分钟而不产生有害变形，此时转 子材料的计算应力不超过屈服点的 3/4。如要求飞逸时间超过两分钟由用户和制造厂商定。 在水轮发电机甩 100%额定负荷、调速器系统正常工作的条件下应允许机组不经任何检查并入系统。 3.13 水轮发电机的可用率、无故障连续运行时间、大修间隔时间、退役前的使用期限等可靠性指标应由 用户和制造厂协商确定。 3.14 水轮发电机的电气参数如短路比、暂态电抗、次暂态电抗等应在机组专用技术协议中规定。 3.15 水轮发电机的转动部分，应满足机组调节保证计算和电网稳定性对 GD2 值的要求。 3.16 水轮发电机各部分结构强度设计应能承受在额定负荷以及端电压等于 105%额定电压下定子出口突 然对称或不对称短路而不产生有害变形。 3.17 水轮发电机转子绕组应能承受 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得小于 50s； b.水内冷或加强空气冷却的水轮发电机不小于 20s。 用户对 2 倍额定励磁电流的持续时间有特殊要求时，由用户与制造厂商定。 4 温升与绝缘 4.1 当水轮发电机的使用条件符合本技术条件中 3.1 的规定时，在额定负荷下，定子绕组、转子绕组、定 子铁芯以及冷却介质的总出口，其最高允许温升应不超过表 1 的规定。 4.2 当水轮发电机使用地点在海拔 1000m 以上至 4000m 时，海拔 1000m 以上每超过 100m 其温升限值应 按表 1 数值降低 1%。 4.3 当水轮发电机的冷却空气温度不是 40℃时，表 1 中规定的温升限值应作如下修正： a.冷却空气温度超过 40℃但不到 60℃时允许温升限值应降低，降低度数应为冷却空气超过 40℃的数 值。 b.冷却空气温度超过 60℃时，允许温升的修正值由用户与制造厂协商确定。 c.冷却空气温度低于 40℃时，则允许温升可比表 1 规定值提高，提高的度数为冷却空气温度低于 40℃ 的差值。但在任何情况下其温升限值的升高不应该超过 10K。如果水轮发电机的铁芯长度大于 2rn，则其 温升限值不应提高。 表 1 水轮发电机各部件允许温升限值 项 号 水轮发电机部件 不同等级绝缘材料的最高允许温升限值(K) B 级 F 级 温度计法 电阻法 检温计法 温度计法 电阻法 检温计法 1 定子绕组 80 80 100 100 2 定子铁芯 80 100 3 表面裸露的单层磁场绕组 90 90 110 110 4 不与绕组接触的其他部件 这些部件的温升不应达到使附近的任何绝缘或其他材料有损坏危险的数值 5 集电环 80 90 6 直接水冷水轮发电机定子、转 子绕组和定子铁芯的出水端 20 20 20 20 4.4 对额定电压超过 11000V 的空气冷却水轮发电机，表 1 规定的温升限值应作如下修正： a.额定电压 17000V 及以下，从 11000V 开始每增加 1000V(或不足 1000V)，温升限值应降低 1K(用埋 置检温计法测量)。 b.额定电压在 17000V 以上，除按上述的 a 项修正到 17000V 外，从 17000V 开始每增加 1000V(或不足 1000V)温升限值应降低 1.5K(用埋置检温计法测量)。 4.5 在水轮发电机的定子槽内至少埋设下列数量的电阻温度计： a.空气冷却水轮发电机定子绕组并联支路大于 2 时，在绕组每相每个并联支路至少埋设两个，当定子 绕组为单支路时，总数应不少于 12 个。 b.直接水冷却水轮发电机定子绕组的每个并联水路出水端的线圈层间(如为单层绕组则在槽楔下)埋置 1 个。 c.在定子铁芯槽底至少应埋设 6 个。 4.6 对直接水冷却式水轮发电机尚应埋设下列数量的测温元件： a.在定子绕组绝缘引水管出水端不少于 6 个。 b.在每个磁极线圈引水管出水端埋置 1 个。 c.在定子铁芯冷却水管每个支路出水端埋置 1 个。 4.7 在水轮发电机的每个冷却器上应装设测量冷风温度的电阻温度计 1 个，其中应有两个带电接点的电阻 温度计(或信号温度计，下同)，此外尚应装设测量热风的电阻温度计和带电接点的电阻温度计各两个。 4.8 在每块推力轴承瓦和导轴承瓦内应装设 1 个电阻温度计，整个轴承至少应装设 2～4 个带电接点的电 阻温度计。在油槽内至少应有 2 个电阻温度计。 在座式滑动轴承内至少应装设 1 个带电接点的电阻温度计。 4.9 水轮发电机在额定工况下运行时。其轴承最高温度应不超过下列数值： a.推力轴承和导轴承 70℃ b.座式滑动轴承 80℃ 4.10 水轮发电机应能承受表 2 中所规定的 50Hz 交流(波形为实际正弦波)绝缘介电强度试验，历时 1min 不被击穿。 表 2 水轮发电机绝缘介电强度试验标准 项号 水轮发电机部件 试验电压(有效值) 1 定子绕组： 2 倍额定线电压+3000V 额定电压 6000～18000V 2 转子绕组 额定励磁电压 500V 及以下 额定励磁电压 500V 以上 10 倍额定励磁电压(最低为 1500V) 2 倍额定励磁电压+4000V 注：1 灭磁开关与转子放电器的试验电压与表中项 2 相同； 2 表中项 1、项 2 所列试验电压为定子和转子组装完成后的试验电压。 4.11 额定电压为 6300V 及以上的水轮发电机在进行交流绝缘介电强度试验前应对定子绕组进行 3 倍额定 电压的直流绝缘介电强度试验和泄漏电流测定。试验时按每级 0.5 倍额定电压分阶段升高，每阶段停留 1min，其泄漏电流应不随时间延长而增大。各相泄漏电流的差别应不大于最小值的 50%。 4.12 有绝缘要求的推力轴承和导轴承以及埋入式检温计，均应对地绝缘，其总绝缘电阻在 10～30℃时， 用 1000V 兆欧表测量，其值应不小于 1.0MΩ。 4.13 额定电压为 6300V 以上的水轮发电机定子绕组，当使用地点在海拔 4000m 及以下高程时，定子单个 线棒(或线圈)应在 1.5 倍额定线电压下不起晕；整机耐压时，槽部和端部应在 1.0 倍额定线电压下不起晕。 4.14 水轮发电机定子线棒介质损失角正切增量(△tgδ)的指标应符合表 3 规定。 表 3 水轮发电机定子线棒介质损失角正切增量(△tgδ)指标(%) 试验电压 0.4Un 0.4Un～0.8Un 0.4Un～1.4Un 介质损失角正切值 tgδ 试样慨率 100 95 5 95 5 指标 4 0.25 0.3 0.5 0.6 注：表中 Un 为水轮发电机的额定电压。 5 技术条件 5.1 水轮发电机旋转方向规定从非传动端看为顺时针方向。如有特殊要求，应在机组专用技术协议中规定。 5.2 水轮发电机定子绕组在实际冷态下，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%。 5.3 水轮发电机定子叠片应严格注意工艺要求，防止叠片松动。叠片槽部公差应不大于 0.3mm，分辨定子 铁芯合缝处槽底径向错位应不大于 0.5mm，轴向错位应不大于 3mm。 5.4 水轮发电机定子铁芯在对称负载工况下，100Hz 的允许双幅振动量应不大于 0.03mm。水轮发电机在 设计时应考虑到水轮机的振动特性并避免与之发生共振。 5.5 水轮发电机的定子端箍应采用非磁性材料，当定子线负荷大于 600I/cm 时，定子铁芯齿压板的压指也 应采用非磁性材料。 5.6 水轮发电机的定子和转子组装完成后，定子内圆和转子外圆半径的最大或最小值分别与其平均半径之 差不大于设计空气间隙的±5%。 定子和转子间的气隙，其最大值或最小值与其平均值之差应不超过平均值的±10%。 5.7 水轮发电机的结构一般应设计成其下机架及水轮机的可拆部件在安装和检修时能通过定子铁芯内径， 并允许在不抽出转子和拆除上机架的情况下更换定子线棒和转子磁极，以及对定子绕组端部和定子铁芯进 行预防性检查。 5.8 水轮发电机应具有纵横阻尼绕组。其次暂态电抗纵横轴之比(Xd″/Xq″)应接近于 1。如无阻尼绕组应 在机组专用技术协议中说明。 5.9 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。正常情况下水轮发电机应采用自 动准同期方式与系统并列，在事故情况下允许采用自同期方式与系统并列。 5.10 如用户有要求，水轮发电机在额定电压、额定频率及额定功率因数下，应能在 115%额定容量下连续 安全运行。 5.11 水轮发电机结构强度应能满足使用地点地震烈度的要求，地震加速度数值由用户提出并在机组专用 技术协议中规定。 5.12 水轮发电机镜板的镜面应无任何缺陷，其加工技术要求应符合表 4 的规定。 表 4 水轮发电机镜板加工技术要求 材质 镜板硬度 (HB) 镜板硬度 差值 (HB) 两平行面 平行度 (mm) 镜面 平面度 (mm) 镜面 光洁度 镜板与推 力头结合 面光洁度 内外圆 光洁度 35 号或 45 号锻钢 不低于 200 ≤30 ≤0.02 ≤0.02 不低于10 不低于 7 不低于 6 5.13 水轮发电机组安装后，应不需要轴线处理就能投入运行。此时其运行摆度应符合《水轮发电机组安 装技术规范》的要求。 5.14 水轮发电机推力轴承瓦面的轴承合金一般应无夹渣、缩孔和气孔。用超声波检查轴承合金粘合质量， 应无脱壳现象。 5.15 水轮发电机的推力轴承和导轴承在运行中不允许甩油，在结构上应采取有效措施严防油雾逸出。 5.16 根据用户要求可在适当位置装设传感器以监测有关部位的振动或变形。 5.17 对于内部装有导轴承的立式水轮发电机的机架，在水平方向的允许振动(双振幅)，以及卧式水轮发 电机轴承在垂直方向的允许振动(双振幅)，在各种正常运行工况下应不超过表 5 的规定。 表 5 水轮发电机振动(双幅)允许限值 项目 额定转速(r/min) ≤100 100～250 250～375 375～750 双幅振动量(mm) 0.14 0.12 0.1 0.07 5.18 水轮发电机的滑环、碳刷和制动块应采用抗磨性能好的材料制成。应采取措施严防粉尘污染定、转 子线圈。其布置方式应易于维护和检修。在运行中应能直观监视，易于更换碳刷并抛光滑环。 5.19 水轮发电机的转子推荐采用无风扇结构。当风扇不能取消时制造厂应对风扇的材料、设计、工艺等 作出专门的规定。 5.20 水轮发电机应装有不受外界干扰的、与发电机转速成直线关系的测速装置，作为调速器和信号装置 的电源。 5.21 水轮发电机正常停机可采用机械制动或电气制动，也可两者配合使用。 5.22 以压缩空气操作的机械制动，其空气压力一般为 0.7MPa。制动器应能在预定时间(制动时间由用户 与制造厂商定并在机组专用的技术协议中规定)将机组转动部件从 20%～40%额定转速下连续制动停机，此 时制动环表面不应由于发热而变形或损坏，制动块不应有严重磨损。 当水轮发电机组的转矩等于水轮机额定转矩的 1%时，制动装置应保证机组制动停机。5.23 制动器应 能顶起机组转动部件，并设有锁定装置、位置开关及辅助接点。制动器动作应灵活，无吸持、卡住等现象。 5.24 采用电气制动时，应按程序自动进行。制动时电流值应按发电机温升和要求的制动时间而定，并在 机组专用技术协议中规定。 5.25 水轮发电机应设置灭火装置，可采用水灭火、二氧化碳灭火或其他对绝缘无损害的介质灭火。 应在水轮发电机内部的适当部位设置火警探测器(如感烟、感温及红外线等)，并可自动启动灭火装置 和发出信号。 各种灭火系统，除经探测器自动投入外，还应能手动操作。 5.26 水灭火系统喷嘴的分布和角度应能使水喷及全部定子绕组端部，喷嘴不应堵塞，喷出的水应成雾状。 5.27 当采用二氧化碳灭火时，应设置二氧化碳气体的排放与出风口门自动关闭的联锁装置。对二氧化碳 系统的要求应遵照有关专用技术标准的规定。 5.28 水轮发电机的推力轴承和导轴承应优先采用润滑油在油槽内部自循环的冷却和润滑方式。 5.29 在推力轴承和导轴承的油温不低于 10℃时，应允许水轮发电机起动，如环境温度低于 10℃，由制造 厂根据用户要求采取加热措施。 应允许水轮发电机在停机后立即启动和在事故情况下不制动停机。 如轴承采用高压油顶起装置时则应允许在事故情况下不向推力轴承供压力油停机。 当油冷却系统及水冷瓦冷却水中断后允许机组以额定状态运行的时间应在机组专用技术协议中规定。 5.30 水轮发电机的冷却方式由用户和制造厂协商确定。 5.31 水轮发电机的空气冷却器总数为 8 个及以上时，在正常情况下停用 1 个冷却器应仍能以额定出力连 续运行，各部件的温升不超过规定值。 5.32 空气冷却器和油冷却器应采用紫铜管、铜镍(银)合金的无缝管或其他能防锈蚀的管材。 油冷却器及轴瓦应能在不拆卸整个轴承的情况下进行更换或检修。 空气冷却器应设计成能防止泥沙堵塞和便于清洗的结构。 5.33 空气冷却器、油冷却器的冷却水压力一般按 0.2～0.3MPa 设计。 如用户有要求也允许采用工作水压力 0.1～0.6MPa 冷却器。冷却器的试验水压力为工作压力的 2 倍，历时 60min 无泄漏。 5.34 冷却系统管路应有隔热措施，并应采取措施使冷却器的结露排到风罩外。风罩内要考虑防潮、加热 问题。 直接水冷水轮发电机定子、转子冷却水管应有检漏装置。 5.35 水轮发电机的励磁方式由用户和制造厂协商确定。励磁的技术条件应遵守 SD135－85《大中型水轮 发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》。 5.36 如水轮发电机中性点需设补偿装置时，其技术数据应在机组专用技术协议中规定。 5.37 水轮发电机定子绕组主引出线数目一般为 3 个或 6 个，对多支路的定子绕组结构主引出线及中性点 引出线数目由用户与制造厂商定。 6 试验、验收 6.1 试验分为制造厂内部检查试验和出厂试验。所有试验项目应在制造厂内完成。对于不能在制造厂内进 行总装配的水轮发电机，在制造厂和用户双方取得协议后，出厂试验可在机组安装地点由制造厂指导进行。 6.2 厂内主要检查试验项目应包括： a.硅钢片的电磁特性及损耗试验； b.关键部位材料的补充试验，如阻尼绕组极间连接部分的疲劳试验； c.新型或大型水轮发电机推力轴承的负荷试验及通风系统运行状态的模拟试验； d.定子铁芯损耗试验； e.定子、转子线圈绝缘结构的电气性能、热性能、机械性能和寿命试验； f.定子、转子单个线圈电阻及绝缘电阻测定和耐压试验； g.定子单个线圈冷热状态的介质损耗试验，介质损失角正切增量测定，起晕电压的测定； h.定子线圈装于模拟槽内进行介质损耗、起晕电压、交流耐压等试验； i.所有承受水压、油压、气压的部件和管路及其连接件应进行压力试验； j.发电机大轴和水轮机大轴的预组装并检查轴线偏差(如水轮机、发电机不在同一厂制造时，此项检查 试验由发电机制造厂负责进行)； k.对工件尺寸、装配尺寸进行校验，对所有部件进行预组装。 6.3 水轮发电机出厂检查试验项目应按国家标准 GB755－81《电机基本技术要求》规定执行，此外尚应增 加下列试验项目： a.相序试验； b.测温元件绝缘电阻测定； c.轴承绝缘电阻测定； d.轴电压测定； e.定子绕组匝间绝缘试验； f.转子每个磁极交流阻抗测定； g.定子对地电容电流测定； b.动平衡校准(有必要时)； i.飞逸转速试验(根据用户意见进行)； j.整机起晕电压试验； k.水冷绕组流量、水压测定。 6.4 水轮发电机的出厂试验在工厂内进行时，应有用户代表参加，所有试验结果均应有正式记录。 6.5 水轮发电机及其附属设备在工地安装、试验完毕正式投入运行之前，应进行试运行和现场交接验收。 试运行与现场交接验收按《水轮发电机组安装技术规范》等有关规定进行。 6.6 按照本技术条件和有关技术文件规定，在正确地保管、安装和使用的前提下，水轮发电机的保证期限 为投入运行后 2 年，但从设备全部到达工地之日算起不超过 3 年。在此期间内如因制造质量原因而损坏或 不能正常工作，制造厂应无偿为用户修理或更换。 6.7 在水轮发电机保证期满后，由用户签署最终验收证明并付清机组费用。最终验收时，双方如有不同意 见应立即呈报上级部门解决。必要时可根据签订的经济 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 依法解决。在最终验收证明签署之前，制造厂 应对所提供设备的质量完全负责。 7 包装、运输、标志 7.1 水轮发电机及其供货范围内的零部件、备品备件(见附录 A、B)必须试验检查合格后才能装箱运输。 包装箱或运输件尺寸、重量等应符合交通部门的规定。超限设备的运输，由制造厂和有关方面达成协 议。 7.2 水轮发电机各部件的包装运输应符合专门规定。下列部件如：分瓣运输的定子、定子和转子线圈、励 磁机、测速装置、定子和转子冲片、推力轴承和导轴承的精密加工另、部件、精密仪表、各种盘柜、互感 器、电气绝缘部件等应用密闭包装箱运输。根据不同的要求采取防雨、防潮、防震、防尘、防霉、防冻、 防盐雾等措施。 制造厂应保证包装质量，在符合运输、储放的条件下保证期从发运之日起，不少于一年。 7.3 包装箱中应有产品出厂证明书、技术文件及图纸、装箱清单及箱中物件存放位置的明细表。 包装箱外部标志及起吊位置等应遵守 GB191-73《包装储运指示标志》的规定。 7.4 制造厂每次发运的件数、箱数、编号、发运时间、车次等应在发运的同时通知收货单位。设备运到工 地后，开箱检查时，用户和制造厂代表共同参加。如发现所到设备有损坏、错发、缺件等问题，由厂方代 表通知制造厂查找原因并尽快采取补救措施。 开箱检查合格后，按《电力工业未安装电气设备维护保管规程》的规定，分类存放。 7.5 水轮发电机的铭牌应标明： 名称、制造厂名、型号、产品编号、产品质量等级、总重量、额定容量、额定电压、电流、功率因数、 相数、频率、转速、飞逸转速、励磁电压、电流、绝缘等级、出厂年月等。此外，每台空气冷却器应标明： 冷却器型号、制造厂名、产品编号、冷却容量、冷却水进水温度、耗水量、工作水压力、重量、出厂年月 等。 附录 A 供货范围 (补充件) 水轮发电机供货范围包括下列内容： a.发电机本体：从大轴连接法兰以上风罩范围以内的所有零部件(包括测速装置)和装于发电机内部的电 流互感器。 制造厂应提供主引线和中性引出线的成型绝缘母线(包括风洞壁上出线孔的绝缘板)，根据协议也可提 供裸铜母线和包扎绝缘材料。母线的长度、形状和连接方式应按用户要求配置。 b.冷却系统：对于空气冷却发电机应包括冷却器、内部管路、阀门、控制测量设备及相应的导线电缆 等。对有轴承外循环冷却的发电机尚应包括外冷却器、油泵组及其附属器件。 对直接水冷的发电机，应包括整套水处理设备、补水及备用供水装置及其保护、控制、测量、信号等 设备以及所有管路、阀门、配件和内部连接的导线电缆等。 c.制动系统：包括发电机内部制动用压缩空气管路、阀门、配件、制动盘及高压油泵等。采用电气制 动的水轮发电机尚应包括定子短路开关柜、制动励磁设备、逻辑控制盘。若采用外接电阻短路制动方式时 应包括定子串接电阻。 d.测温系统：包括全套测温元件、变送器、端子箱及内部连接的导线、管件等。用户如有要求，制造 厂也可供应测温盘和盘内的全套设备。 e.灭火系统：采用水灭火的水轮发电机，制造厂应提供机组内部全套灭火喷头、管路、阀门及自动控 制系统。采用二氧化碳灭火时，制造厂应提供二氧化碳储气罐及支座两套、称重磅秤、内外管路及所有配 件、自动控制系统、测量仪表及信号装置。 此外尚应提供装于发电机内部的感烟、感温、或红外线监视器。 f.励磁系统：根据国家颁布的励磁技术条件的规定供货。 g.控制检测系统：自动控制装置、自动检测装置、各种传感器、自动化元件、检测仪器等根据协议向 用户提供。 h.供货范围内设备安装用的预埋件、基础板、地脚螺栓、千斤顶、各种支架拉杆、调整螺栓、起吊用 的吊环、吊耳、卡盘等。 此外，还应供给水轮发电机风洞加热干燥用的电热器、运行维护用的梯子、平台、护网等。 i.制造厂应向用户提供水轮发电机各种安装专用设备及工具。 附录 B 备品备件 (补充件) 制造厂应随同水轮发电机提供如附表 B1 开列的主要备品备件。如需变更备品备件的数量或种类时， 由用户和制造厂协商确定。 表 B1 水轮发电机主要备品备件 序号 名称 单位 数量 1～2 台机 3～4 台机 5 台机及以上 1 定子条形线棒(上层) 台份① 1/15 2/15 3/15 2 定子条形线棒(下层) 台份 1/30 2/30 3/30 3 定子多匝迭绕线圈② 台份 1/15 2/15 3/15 4 推力轴承瓦 套 1 1 1 5 上导轴瓦 套 1 1 1 6 下导轴瓦 套 1 1 1 7 套筒轴承瓦(卧式轴承) 套 1 1 1 8 风闸制动块、密封圈、弹簧 套 1 1 1 9 磁轭键 对 1 2 3 10 磁极键 台份 1/8 1/8 1/8 11 滑环炭刷 台份 每台机各一台份 12 滑环炭刷盒及弹簧 台份 1/4 2/4 3/4 13 轴承用绝缘板、绝缘套筒等 台份 1 1 2 14 换向器炭刷盒及弹簧 台份 1/4 2/4 3/4 15 磁极线圈(各类型) 个 1 1 1 16 阻尼环接头 台份 1/10 2/10 3/10 17 励磁机主极线圈 个 1 2 3 18 励磁机电枢线圈 节距 1 2 3 19 定子槽楔 按上层线棒备用量的 1/3 数量 20 绝缘包扎材料 按一节距定子线圈所需数量 21 电阻温度计 个 每台机各类型各 2 个 22 电接点电阻温度计 个 每台机各类型各 1 个 23 换向器炭刷 台份 每台机各 1 台份 24 磁轭压紧螺杆 每台机配各类螺杆的 1/10～1/20 ①“台份”系指每台机所需的份数(或数量)。 ②最少分别不小于 1 个、2 个和 3 个节距定子线圈的数量。 附录 C 图纸资料 (补充件) 水轮发电机制造厂应向用户提交下列图纸资料，各种图纸资料交付的时间应在机组技术协议中规定。 a.水轮发电机、励磁机的总装图、各部件的组装图、安装图、基础图、易损部件图、需要在工地拆卸 组装或加工的图纸、有关计算结果等制造厂应向用户提供 20 份。 b.水轮发电机的安装组织措施、检修措施、维护运行说明等应向用户提交 10 份。 c.水轮发电机工厂试验记录、出厂试验记录、主要部件材料合格证明书等应向用户提交 10 份。 d.水轮发电机产品质量合格证明文件等应向用户提交 10 份。 e.制造厂设计的各种盘、柜、自动控制设备的布置图、安装图、接线图、端子图、调试记录、运行维 护说明等应向用户提交 10 份。 f.外购配套设备的图纸、运行维护说明、试验记录、合格证等不少于 10 份由主机制造厂统一负责交用 户。 上述图纸资料份数均指第一台机组的供应数量，其余机组提供的数量减半。 附加说明： 本标准由水利电力部科学技术司提出。 本标准由水利电力部水轮发电机标准化技术委员会负责起草。 本标准主要起草人：牛仲逸、陈 柯、郑庆辉、傅元初。