审查结果应形成文件并归档，以作为后续 作的依据。 5.1.2按照水电站的建设规模和改造目

5.2.1.1技术监督人员应参与工程设计联络会，审查设备选型等工程设计资料，审查结果应形成文件 并归档，作为后续工作的依据。 5.2.1.2水轮发电机的设计选型应符合GB755、GB/T7894、DL/T5186、DL/T5208和相关反事故措 施要求。 5.2.1.3水轮发电机额定容量、额定电压、额定功率因数、额定转速等额定参数的选择应满足GB/T 7894的要求。 5.2.1.4水轮发电机温升及温度，允许过电流倍数与时间、不对称运行能力等特殊运行要求，绝缘性 能、机械特性以及发电机总体结构应满足GB/T7894的要求。 5.2.1.5发电机的型式和结构选择应优先考虑安全可靠，同时应选用技术先进、工艺成熟、高效节能 的产品。 5.2.1.6对可能引起有害共振的水轮发电机的机架、定子机座及其他结构的固有频率应予以核算，以 避免与水轮机水力脉动频率及其倍频，或与不对称运行时转子和定子铁心的振动频率、电网频率的倍频、 建筑物的振动频率产生任何可能的共振。 5.2.1.7大型水轮发电机组可装设状态监测系统和故障诊断系统。

5.2.1.8水轮发电机工程设计阶段重点监督项目参

5.2.2.1大容量水轮发电机定子机座及其与上机架和基础的连接结构应能适应热胀冷缩的要求，并采 取措施防止铁心松动、翘曲、矽钢片滑出，且其下环板与定子铁心的结合形成应便于现场安装和调 试工程造价标准规范范本，宜采用大齿压板结构。 5.2.2.2定子铁心应由高导磁率、低损耗、无时效、机械性能优良的优质冷轧薄硅钢冲片叠成

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5.2.2.3定子铁心穿心螺杆宜采用全绝缘结构，若采用分段绝缘结构，应有可靠措施防止穿心螺栓和 铁心间脏污进入造成穿心螺杆绝缘下降。 5.2.2.4定子线棒的绝缘应采用真空压力浸渍或加热模压固化工艺成型。其端部绝缘应采用防晕层与 主绝缘一次成型的结构和工艺。 5.2.2.5线棒在槽内的固定可采用半导体"U"型槽衬、含半导体硅橡胶的半导体无纺布将线棒包绕嵌 入槽内或在线棒表面涂覆半导体硅橡胶等措施。 5.2.2.6固定定子线棒的端箍及齿压板的压指应采用非磁性材料，风洞内挡风板支架等金属联接材料 应采用不锈钢等去磁材料。 5.2.2.7定子线棒上下端部均应设置支撑环，其材质为非磁性材料，用于连接和固定线棒上、下端 部，防止机组运行过程中定子线棒端部振动引起绝缘损伤。长尺寸铁心机组其端部支撑应具有应对线 棒热膨胀的措施

5.2.3.1高转速大容量机组，应适当提高其临界转速与飞逸转速比值，宜控制在1.25左右。对 式磁轭的转子宜适当提高其分离转速，对浮动式磁轭的转子，在正常转速和飞逸转速下应保证转 整体性、同心性和圆度。

整体性、同心性和圆度。

5.2.3.3磁轭钢板应采用经高精度冲模或激光切割加工的优质钢板。 5.2.3.4转子磁极的整体设计结构应能承受运行时的振动、热变形、飞逸时的离心力及电气短路等产 生的作用力。 5.2.3.5额定转速在300rpm及以上的发电机的磁极应采用成熟经验结构，宜采用完全向心结构，且 线圈的侧向固定采用加围带或在磁极间安装支撑挡块。围带或极间支撑应可靠地固定于磁轭或磁极铁 心，磁极线圈应与磁轭之间有可靠的支撑。 5.2.3.6磁极连接线应采用柔性连接或其他抗疲劳结构，连接线的受力情况要经计算分析。 5.2.3.7发电机磁极连接线的接头应采用镀银或糖锡工艺，接触面的电流密度应进行计算校核，接触 面电流密度不应大于2.5A/mm或满足制造厂要求。 5.2.3.8转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，空气冷却的水轮发电机和水直接冷却或加强空气冷却 的水轮发电机承受2倍额定励磁电流的持续时间分别不应少于50s和20s。 5.2.3.9转子绕组可由铜排经银铜焊焊接而成，或采用扁绕工艺制成，其连接接头及转子引线接头应 设计成便于拆卸和检修。 5.2.3.10发电机转动部件紧固件应明确预紧力要求，并有可靠的防止松脱措施，应明确要求制造厂 提供紧固件的检查标准和使用期限

5.2.4.1水轮发电机集电环结构的设计，应考虑到便于拆卸、调整和更换。 5.2.4.2集电环、电刷和电刷机构在设计时，要将其温升或温度值控制在不损坏其本身和任何与其相 邻部件绝缘的范围内。 5.2.4.3集电环和电刷应采用耐热、抗磨性能好的材料制成，电刷硬度选择合适以不损伤集电环。应 设置粉尘收集装置，其结构形式及布置方式应易于维护和检修，并有效防止粉尘污染定、转子线圈。 5.2.4.4应设置必须的平台、人孔或观察孔及安全防护装置，便于安全靠近和检查集电环和电刷。

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5.2.5.1大容量半伞式水轮发电机的轴系宜采用由上端轴、转子中心体和大轴组成的三段轴结构，其 转子支架（转子中心体和支臂）优先采用在工地组圆焊接的圆盘式结构。中、小容量水轮发电机的轴系 多采用一根轴或多段轴的组合结构，其转子支架可采用整体铸造、铸焊组合或钢板焊接结构。轴系结 构设计应便于现场轴线找正和调整。 5.2.5.2大轴应为中空结构，采用真空脱气的优质碳素钢或合金钢，整体锻制或多段锻制组焊而成 5.2.5.3大轴应具有足够的强度和刚度，能够承担正常工况和特殊工况下作用于轴上的各种扭矩和 力，并使大轴的应力、挠度、振动和摆度等均在允许范围之内。 5.2.5.4大轴的设计应考虑起吊转子专用吊具的安装和拆卸要求。

5.2.6.1水轮发电机轴承的基本结构要求应满足GB/T7894的规定。 5.2.6.2水轮发电机的导轴承、推力轴承的结构应设计成在不影响转子和相关部件情况下便于拆卸调 整和更换。 5.2.6.3有对地绝缘要求的水轮发电机的推力轴承、导轴承、座式滑动轴承及埋置检温计，其绝缘电 组值在10℃～30℃测量时，应满足GB/T7894的规定。 5.2.6.4镜板由锻压加工或由高性能钢板焊接而成，且具有足够的刚度和时效（对锻压镜板而言） 其硬度和表面加工应满足GB/T7894的要求 5.2.6.5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，应允许发电机启动，并 充许发电机在停机后立即启动和在事故情况下不制动停机，且不发生有害变形。 5.2.6.6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，应允许发电机启动， 并允许发电机在停机后立即启动和在事故情况下不制动停机，且不发生有害变形。 5.2.6.7水轮发电机各部轴承埋设电阻温度计/信号温度计的数量和位置，应符合GB/T7894的规定。 5.2.6.8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）不应超过下列 数值，或满足制造厂设计允许值： a 推力轴承巴氏合金瓦：80℃： b） 导轴承巴氏合金瓦：75℃； ) 推力轴承塑料瓦体：55℃； d 导轴承塑料瓦体：55℃； e）座式滑动轴承巴氏合金瓦，80℃

值，或满足制造厂设计允许值： a 推力轴承巴氏合金瓦：80℃； b) 导轴承巴氏合金瓦：75℃： c) 推力轴承塑料瓦体：55℃； d) 导轴承塑料瓦体：55℃； e）座式滑动轴承巴氏合金瓦：80℃。

5.2.7.1机架的基础设计应安装调整方便，应采用能适应热变形和不平衡磁拉力的结构。 5.2.7.2为防止杂散电流通过，机架应根据需要设置绝缘，并应可靠接地。 5.2.7.3承重机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， 并应能与导轴承支架一起安全的承受由于水轮机转轮引起的不平衡力，以及由于发电机定子短路、半 数磁极短路等引起的不平衡磁拉力，且不发生有害变形。 5.2.7.4在最大轴向负荷时，承重机架的最大垂直挠度值，应满足GB/T7894的规定。 5.2.7.5机架的径向支撑结构设计应保证轴系在轴承处有足够的刚强度，并应能满足在各种工况和事 故情况下机组稳定的要求。 5.2.7.6上机架应设计成不需要取出集电环就可以取出上导轴承的结构。下机架的设计尺寸，应使其 能通过定子内径吊出

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2.8.1水轮发电机冷却系统应优先采用密闭循环通风冷却方式。当每极容量接近或超过空冷制造限 时，经论证合理可采用外加通风机的强迫通风、转子空冷、定子水冷或其他冷却介质等冷却方式。 2.8.2水轮发电机空气冷却器设计时应保证足够的热交换裕量，且结构应便于拆卸、检修或更换。

5.2.9.1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。当该装置兼做千斤顶时，靠液压 供油应能顶起机组转动部分，并可靠机械锁锭。 5.2.9.2水轮发电机采用机械制动时，其压缩空气压力一般为0.5MPa～0.85Mpa。机械制动系统应能 在规定时间内连续制动停机。当水轮机导叶漏水量使机组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。 5.2.9.3制动器的设计应安全可靠，便于检查和维护。在制动和顶起过程中，活塞动作灵活、复位迅 速。 5.2.9.4制动瓦应便于拆卸和更换，材料应耐磨、耐热、坚硬而不会开裂，摩擦时不产生对人体有害 的物质和粉末。不允许采用石棉制品，并宜设置粉尘吸附装置。 5.2.9.5推力轴承采用合金瓦时，根据需要设置高压油顶起装置并应允许在事故情况下，不投入高压 油顶起装置也能安全停机。 5.2.9.6对于设计有黑启动功能的机组，高压油项起装置应设置交流电动泵作为主用，直流电动泵作 为备用，两台泵应能自动切换。高压油顶起装置应在开机前启动，当转速上升到规定转速时停止。在机 组停机过程中，当转速下降到规定转速时，应启动高压油顶起装置，或当机组发生蠕动时高压油顶起装 置应自动启动，并在机组完全停转后规定时间内停止高压油项起装置。 5.2.9.7推力轴承和导轴承油槽应密封良好，有防止油雾逸出装置，油盆焊缝应无损探伤。

5.2.10.1水轮发电机应设置灭火系统。该系统应设有自动控制、手动控制和应急操作三种控制功能。 灭火介质可采用水、二氧化碳或对绝缘无损害、对环境无污染的介质。 5.2.10.2消防供水系统的工作水压一般为0.3MPa0.6MPa，其工作水压应满足喷头前的供水压力不 小于0.35MPa。喷射水量设计不应小于10L/（m.min）。 5.2.10.3水轮发电机灭火系统供水管、管件、喷头等宜采用不锈钢或其他无磁性且防锈蚀材料。 5.2.10.4采用水喷雾灭火系统时，其系统设计满足GB50219的要求。当采用二氧化碳灭火系统时 应按照全港没系统进行设计，且应满足GB50193的要求 5.2.10.5抽水蓄能电站消防给水可采用自流供水、水泵供水或消防水池供水等方式，也可采用混合供 水方式。消防给水设计应符合DL/T5208的要求。

5.2.11中性点接地装置

5.2.11.1发电机中性点接地方式应符合NB/T35067的要求。 5.2.11.2发电机定子中性点引出线应采用硬铜排或电缆。其绝缘设计应与发电机额定电压相符。

5.2.11.1发电机中性点接地方式应符合NB/T35067的要求。

5.3.1.1技术监督人员应参与发电机及其附属设备招标文件、技术规范书审查，监督合同中发电机及 其附属设备的各参数是否符合设计、GB/T20834和GB/T7894的要求。监督合同中设备供货商应提供 材质分析、设备检验、计算报告、说明书、图纸资料等是否齐全。对明令停止供货（或停止使用）、不

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满足反事故措施、未经鉴定、未经入网检测或入网检测不合格的产品，技术监督办公室提出书面禁用意 见。 5.3.1.2应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验的设备供货商。 5.3.1.3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时的额定效率保证值应在专用 技术协议中规定。 5.3.1.4水轮发电机应能作调相运行和进相运行。对于发电(电动)机应允许在发电机工况和电动机工 况均能作调相和进相运行。允许的调相容量和超过0.95的进相深度，低功率因数运行范围、带空载长 线路的充电容量应由供买双方在机组合同的技术条件中规定。 5.3.1.5进口水轮发电机的允许噪声级（声压级）应在机组合同的技术条件中规定。一般在距发电机 上盖板以上高1m处的总噪声级不应超过80dB(A)。 5.3.1.6水轮发电机转动部分的GD值，应满足水电站调节保证计算、电力系统稳定及水轮发电机技 术经济合理性的要求。GD值由用户提供，并在专用技术协议中规定。 5.3.1.7设备供应方应提供发电机转子和定子的吊装方法。 5.3.1.8水轮发电机设备采购阶段重点监督项目参见附录B

5.3.2.1水轮发电机的主要性能参数如定子振动、温升、绝缘性能、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及安全运行的要求，并在技术协议中规定。 5.3.2.2设备供应方应提供水轮发电机总装配图，定子机座、绕组、铁心等部件的详图，以及安装工 艺要求、结构设计说明书和有关计算书 5.3.2.3设备供应方应提供发电机电磁计算，定子基座的固有频率、定子线棒特殊换位选择计算，定 子线棒的固有频率、拉紧螺杆的自然频率、定子的固有频率与磁化试验时1T的激磁频率计算，定子端 部电动力计算，防止定子铁心热膨胀变形计算，多支路电站绕组定子内部短路电流计算报告，及效率和 损耗计算书和设计说明等技术资料，

5.3.3.1支架与磁轭的连接方式以及允许分离转速应满足机组飞逸的要求，并在专用技术协议中规 定。 5.3.3.2 磁极与磁轭的固定方式应在技术协议中规定。磁极结构设计应考虑拆除和更换磁极的方便， 设置合适、可靠的磁极线圈固定方式，优先采用在不吊出转子的情况下起吊及更换磁极的方案， 5.3.3.3设备供应方应提供转子各部件的刚度、强度有限元计算分析和疲劳寿命报告，分析机组在发 生过速、飞逸等情况下的磁极线圈最大等效应力，并核算设计结构下的线圈变形量。 5.3.3.4设备供应方应提供转子各部位，包括转子支架、中心体、磁轭钢板、磁极及线圈、阻尼绕组 等部件装配图、接线图，以及阻尼绕组计算说明等技术资料。 5.3.3.5设备供应方应提供转子起吊装置部件图、装配图、组装的工艺要求，以及转子装配图和装配 工艺技术要求。

5.3.5.1设备供应方应提供大轴材质分析、 大轴装配图等，并提供配套的专用工具

5.3.5.1设备供应方应提供大轴

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3.5.2大轴下端法兰与水泵水轮机轴上法兰接合面高程应与水泵水轮机共同按机组总体布置和轴系 定要求确定，并经买方批准。 3.5.3设备供应方应提供机组转动部分的临界转速计算书和有关机组轴系稳定性计算的详细资料。

备图纸及资料。 5.3.6.2设备供应方应提供轴承循环系统设备，包括冷却器、油泵、管路及其附件等的尺寸和布置 图。 5.3.6.3设备供应方应提供推力轴承型式试验或模型试验报告、推力轴承润滑特性说明书和计算书、 推力轴承和导轴承的结构设计和性能的详细说明书等

5.3.7.1设备供应方应提供机架基础荷载图、基础图、位置图、装配图及技术要求。 5.3.7.2设备供应方应提供机架刚强度及固有频率计算说明书等技术资料。

5.3.7.1设备供应方应提供机架基础荷载图、基础图、位置图、装配图及技术要

5.3.8.1设备供应方应提供冷却系统的系统图及各元部件的布置图、装配图。 5.3.8.2设备供应方应提供通风冷却系统计算书和说明书。

5.3.9.1设备供应方应提供制动装置、高压油项起、集尘装置、 吸油雾装置的原理图、装配图及技术 要求。 5.3.9.2设备供应方应提供制动系统的计算书和说明书。

5.3.10.1设备供应方应提供灭火系统的系统图以及各元部件的布置图、装配图 5.3.10.2设备供应方应提供火灾报警控制装置电气原理及接线图

5.3.11中性点接地装置

5.3.11.1设备供应方应提供中性点设备电气原理图、接线图。 5.3.11.2设备供应方应提供中性点设备，包括隔离开关、变压器（消弧线圈）、接地变压器的二次侧 电阻、二次回路电流互感器等的选择和计算说明及产品说明书。

5.4.1发电机制造应加强监造，监造工作应按DL/T586进行，应全面落实发电机的订货技术要求和设 计联络文件的要求，发现问题及时消除。

5.4.2设备制造阶段应明确技术监督的内容，重点监督是否满足以下要求： a）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： b 发电机各部件的加工应符合图纸的要求。工件公差应符合国家标准，标准零件的加工应保证其 通用性，相同工件的加工应保证其互换性、 5.4.3重点监造项目包括材料监督、重要工艺、工序监督、关键试验项目等，见表1。

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5.4.4监造工作结束后，监造人员应及时出具监造报告。监造报告应包括产品结构叙述、监造内容、 方式、要求和结果，并如实反映产品制造过程中出现的问题及处理的方法和结果等

5.5.1出厂验收阶段，应根据订货合同、设计图纸和招投标文件的要求检查设备制造工艺、装置性能 和检测报告。重点监督以下内容： a 出厂试验应按相关标准、规程及订货合同或协议执行，并提供完整、合格的试验报告，重要设 备的出厂验收应由有资质的单位进行： 6） 型式试验项目、特殊试验项目应提供有效的试验报告： c） 订货合同或协议中规定的见证或抽检项目，应按要求开展并符合相关标准要求。 5.5.2 现场验收阶段，应检查设备供货单与供货合同及实物的一致性。重点监督以下内容： a） 设备外观正常，包装良好，符合相关规定； 6） 制造厂家、铭牌参数与订货协议一致； c 随产品提供的产品清单、产品合格证书(含组附件)、出厂试验报告、产品使用说明书(含组附件 等资料齐全完整： d) 对照产品清单，组附件、备品备件等不应存在缺少或损坏现象，且与订货协议一致 5.5.3验收工作完成后应就验收中发现的问题及整改要求与制造厂进行充分讨论，形成验收报告交运 行单位及制造厂归档保存。

发电机的运输储存应符合GB50170、GB/T7894、DL/T1071的规定。 设备运输储存阶段，其包装方法应符合GB/T13384、JB/T8660的规定。 发电机到达现场后，安装前的保管应符合下列要求： 1 发电机放置前应检查枕木垛、卸货台、平台的承载能力： 发电机的转子和定子应存放在清洁、干燥的仓库或厂房内，当条件不允许时，可就地保管，但 应有防火、防潮、防尘、保温及防止小动物进入等措施：

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c）发电机存放处的周围环境温度应符合产品技术条件的规定： d）保管期间，应每月检查一次，轴颈、铁心、集电环等重要部件不得有锈蚀； e）对大型发电机的定子、转子绕组，应定期使用兆欧表测量绝缘电阻。 5.6.4水轮发电机主要零部件储存维护见表2

表2水轮发电机主要零部件储存维护表

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5.7.1.1应严格按照GB/T8564、DL/T5230、DLT5420等有关标准、规程、反事故措施、设计要求 和制造厂的相关要求对发电机进行安装

DL/T5230、DL/T5420等有关标准、规程、反事故措施、

和制造厂的相关要求对发电机进行安装。 5.7.1.2对承担安装工程单位的资格进行审查，以证明其具有履行合同的能力，审查的文件应包括： a 营业执照、资质等级、劳动部门颁发的安全施工合格证证书； D) 质量管理/职业安全健康/环境管理体系认证证书： C） 完成相似工程的经验及其履行情况和现在正在履行的合同情况： d） 拟采用的主要施工机械设备： e） 财务状况； f） 项目经理、副经理、项目总工程师及拟在现场负责管理的人员及主要施工人员的情况； 名 近年涉及的诉讼、仲裁和行政处罚； 拟分包的主要工程项目及拟承担分包项目承包方情况。

5.7.1.3对施工组织设计进行审查，包括

5.7.1.4发电机的安装实施面

a）安装竣工图等资料； b) 按GB/T8564中有关要求填写的安装记录； c) 随设备到货的出厂记录； d) 设计修改通知书； e) 无损检测资料： f) 主要设备缺陷处理一览表及有关设备处理的技术资料、备忘录。

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5.7.1.10水轮发电机组安装完成后，应按GB50150、GB/T8564、GB/T18482、GB/T7894、DL/T 507、招投标技术文件及订货合同技术要求、制造厂安装调试技术规范、电网调度和反事故措施要求进 行试验。交接试验应由有资质的单位负责实施。 5.7.1.11水轮发电机的调试启动试验应按照DL/T507和GB/T18482的要求进行。 5.7.1.12水轮发电机安装调试阶段重点监督项目参见附录D。

a 应按分度方位和分布半径布置调整组装支墩和楔子板，组装支墩应临时固定稳固，各模子板顶 面高差在2mm以内； b） 中心测圆架安装应稳固，测圆时应避免各种外因的影响： 应按照制造厂要求在组合工艺合缝中加垫片； d） 机座焊接调整应满足GB/T8564的要求。 5.7.2.2水轮发电机定位筋在安装前应校直，定位筋焊接后其半径与设计值的偏差，以及在同一高度 上的弦距与平均值的偏差应满足GB/T8564的要求。 5.7.2.3水轮发电机定子铁心叠片应按以下要求执行： a 应保证铁心冲片清洁、平整、漆膜完好，按照制造厂要求的程序叠装，控制不同冲片和每一小 段的叠装高度，按照要求在叠片上下端部的冲片间涂刷粘合剂 叠片分断压紧后铁心高度和波浪度的偏差应满足GB/T8564的要求，并且铁心叠片高度应考虑 整体压紧和热压的叠压量： C 铁心应进行分断压紧和整体压紧，分断压紧高度和次数、分断压紧和整体压紧力、以及铁心磁 化试验应满足GB/T8564的要求。 5.7.2.4定子绕组现场嵌装前对单根线棒进行抽查试验，抽试率应为每箱线棒总数的5%，如抽查中 发现不合格的线棒，则相应提高该线棒所在箱的抽试率。 5.7.2.5水轮发电机定子绕组嵌装和接头焊接应符合DLT5420和GB/T8564的技术要求。 5.7.2.6定子安装过程中的试验项目和标准应按照GB/T8564的要求执行，现场交接试验应按照GB/1 8564和GB50150的要求进行

5.7.3.1水轮发电机轮毂热套、轮臂组装前中心体的检查和调整、轮臂组装后的检查、磁轭冲片和通 风槽片的检查、制动环板、磁轭冲片叠装、径向磁轭键安装、磁轭圆度、磁极安装前检查、磁极挂 装、磁极挂装后检查转子圆度、磁极接头连接和励磁引线安装等应按照GB/T8564的要求进行。 5.7.3.2转子整体偏心值应满足GB/T8564相关标准要求，但最大不应大于设计空气间隙的1.5% 5.7.3.3磁极键安装完成后，下端应按鸽尾槽底切割平齐，上端应留出约200mm或满足制造厂要 求，同时应与上机架或挡风板保持足够的距离：磁极挡块应紧靠磁极鸽尾底部，并焊接牢固；极间撑 决应安装正确、支撑紧固井可靠锁定， 5.7.3.4发电机安装完成后，应根据机组运行稳定性指标情况对发电机转子进行配重，防止因机械不 平衡力而造成发电机振动损伤。 5.7.3.5转子安装过程中的试验项目和标准应按照GB/T8564的要求进行，现场交接试验应按照GB/T 8564和GB50150的要求进行

装应按照GB/T8564的要

电机安装调试时，大轴装配及轴线调整应符合GB/

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5.7.6.1水轮发电机安装时，轴瓦研刮、轴承安装调整、高压油顶起装置和冷却装置应符合GB/T 8564的要求， 5.7.6.2悬吊式机组推力轴承、导轴承的绝缘电阻应满足GB/T8564的规定。 5.7.6.3推力轴瓦应无裂纹、夹渣及密集气孔等缺陷。轴瓦的瓦面材料与金属底坏的局部脱壳面积总 和不超过瓦面的5%，必要时可用超声波或其它方式检查。 5.7.6.4镜板工作面应无伤痕和锈蚀，其粗糙度和硬度应符合要求。必要时应按图纸检查两平面的平 行度和工作面的平面度。

5.7.7.1机架组合应按以下要求执行

组合式机架的支臂组合后，组合缝的间隙应符合GB/T8564的要求。承重机架支臂组合缝的顶 端用0.05mm塞尺检查，局部不接触长度不应超过顶端总长度的10%； b) 焊接式机架组合应符合GB/T8564的要求； C 分瓣式承重机架组合，其中心体与支臂的组焊要求、合缝面间隙应符合GB/T8564的要求。分 瓣式推力轴承支座组合后，检查轴承安装面的平面度，偏差不应超过0.2mm。 7.7.2机架安装应按照GB/T8564的要求进行

5. 7. 8 冷却系统

5.7.8.1冷却系统的安装应按照GB/T8564的要求进行

5.7.8.1冷却系统的安装应按照GB/T8564的要求进行 5.7.8.2单个冷却器在安装前应按GB/T8564的要求作耐水压试验

5.7.9.1制动装置、高压油顶起装置 5.7.9.2高压油顶起装置的安装及悬吊式机组的高压油顶起装置油管绝缘电阻应符合GB/T8564的 求

5.7.10.2水轮发电机组启动试运行前，发电机灭火系统已检验合格并通过验收。 5.7.10.3发电机灭火系统供水水源应可靠，管道应畅通，压力应满足设计要求

5.7.11中性点接地装置

在水轮发电机升压试验过程中，对于高阻接地方式的机组，应在发电机中性点设置单相接地点， 递升接地电流，直至保护装置动作；对于装有消弧线圈的机组，应按照DL/T507的要求进行单相接 试验。检查动作正确后投入接地保护装置

Q/GDW115792016

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5.8.1应按照合同、GB/T8564等有关标准、规程、反事故措施和设计要求的规定进行水轮发电机峻 工验收。 5.8.2竣工验收时应对订货相关文件、设计联络文件、监造报告、出厂试验报告、设计图纸资料、开 箱验收记录、安装记录、缺陷处理报告、监理报告、交接试验报告、调试报告等全部技术资料进行详 细检查，审查其完整性、准确性和适应性。上述资料自投产验收合格后1个月内移交生产。 5.8.3相关专用工具、备品备件应符合订货合同的要求。 5.8.4竣工验收中发现安装施工及调试不规范、交接试验方法不正确、项目不全和结果不合格、设备 达不到相关技术要求、基础资料不全等不符合监督要求的问题应立即整改，直到验收合格。

5.9.1.1运行维护单位应依据DL/T751、DL/T305、DL/T664、Q/GDW11296、设备运维手册等技 术资料，组织编写本单位发电机组运行和检修规程。 5.9.1.2水轮发电机运行监视和巡视检查应满足DL/T305和DL/T751的要求，应根据设备的状况及 季节性变化对定期试验和维护内容、方法和周期等进行监督，必要时开展专项检查。 5.9.1.3应定期利用在线监测系统、离线监测手段对水轮发电机运行参数、异常现象等进行综合分 析，及早发现设备可能存在的潜在缺陷，并结合检修技改，对设备存在的缺陷和隐患等情况进行专题分 析。 5.9.1.4可逆式发电电动机各工况下的运行操作应满足DLT305的要求。 5.9.1.5水轮发电机的不正常运行和事故处理应严格按照DL/T305和DL/T751的要求进行。 5.9.1.6过负荷运行时，应监视各轴承温度，定子绕组、铁心温度是否正常；监视各部位振动、摆度 是否正常。 5.9.1.7当机组过速后，应对定转子进行全面检查，重点检查定子槽楔、半导体垫条松动溢出，转子 磁极键、磁极挡块、磁极连接线、磁极绕组、重要连接螺栓及焊缝等异常变化情况。 5.9.1.8运行维护单位应加强检修前试验检查、检修过程中工艺、质量的控制。解体、检查、复装等 关键工序应严格按Q/GDW11296等有关标准执行，关键工序均需指定人员签字验收。检修工作结束后 需进行整体验收。 5.9.1.9水轮发电机检修周期及项目按照Q/GDW11296的要求执行。 5.9.1.10水轮发电机预防性试验应按Q/GDW11296、Q/GDW11150要求进行。 5.9.1.11水轮发电机运维检修阶段重点监督项目参见附录E

5.9.2.1应定期检查定子铁心压指有无偏压（偏移）情况，特别是两端齿部，对铁心绝缘有怀疑时， 应进行铁损试验。 5.9.2.2应定期检查定子铁心螺杆紧力，发现铁心螺杆紧力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查 定子硅钢片，确保叠压整齐、无过热、无松动痕迹，鸽尾槽无开裂和脱开现象，发现有硅钢片滑出应及 时处理。 5.9.2.3定子铁心采用穿心螺杆的机组，应定期测量定子铁心螺杆与铁心间的绝缘，发现绝缘不符合 规范要求值应及时处理。 5.9.2.4应定期检查通风道，防止通风道堵塞导致局部过热。 5.9.2.5应定期检查定子线棒绝缘盒，不应有空鼓、裂纹和机械损伤、过热等异常现象，盒内以及线 棒端部不应存在积灰、积炭以及水气油污。

5.9.2.1应定期检查定子铁心压指有无偏压（偏移）情况，特别是两端齿部，对铁心绝缘有怀疑时， 应进行铁损试验。 5.9.2.2应定期检查定子铁心螺杆紧力，发现铁心螺杆紧力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查 定子硅钢片，确保叠压整齐、无过热、无松动痕迹，鸽尾槽无开裂和脱开现象，发现有硅钢片滑出应及 时处理。 5.9.2.3定子铁心采用穿心螺杆的机组，应定期测量定子铁心螺杆与铁心间的绝缘，发现绝缘不符合 规范要求值应及时处理。 5.9.2.4应定期检查通风道，防止通风道堵塞导致局部过热。 5.9.2.5应定期检查定子线棒绝缘盒，不应有空鼓、裂纹和机械损伤、过热等异常现象，盒内以及线 棒端部不应存在积灰、积炭以及水气油污。

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5.9.2.6定子检修应按照Q/GDW11296的要求进行，重点检查定子基础板螺栓，销钉，定子合缝 处，定子铁心衬条，定位筋，定子绕组上下端部，铁心齿槽、定子槽楔等部位，测量发电机空气间险 和定子铁心中心及圆度等。

5.9.3.1当发电机转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质，及时处理 卫生标准，防止两点接地事 故。 5.9.3.2发电机不对称运行时应加强对转子绕组温度、各部位振动、摆度值的监视，超过允许值时应 减少负荷或停机， 5.9.3.3应按制造厂要求定期检查维护发电机转动部件紧固件，结合设备检修对易产生疲劳损伤的紧 固件进行无损检测，要及时更换探伤结果不能满足安全生产要求和达到使用期限的紧固件。 5.9.3.4应定期检查转子绕组绕组直流电阻与交流阻抗，发现转子开匝应及时处理。 5.9.3.5应定期全面检查转动部件，重点检查磁极挡块、磁极连接线、大轴引线绝缘、磁极绕组、匝 间绝缘、挡风板、汇流排连接线、制动环磨损及开裂、磁极键上窜等异常变化情况。 5.9.3.6转子检修应按照Q/GDW11296的要求执行。 5.9.3.7水轮发电机转子改造后，应根据机组运行指标情况进行动平衡试验，根据试验结果对发电机 转子进行配重，防止发电机因机械不平衡力造成振动损坏。

5.9.4.1应按照DL/T751的要求定期检查水轮发电机集电环及碳刷等部件，防止因碳粉积累引起转 子回路绝缘下降。 5.9.4.2集电环的检修应符合Q/GDW11296的要求。电刷检修时，可顺序将其由刷框内抽出。如需 更换电刷时，在同一时间内每个刷架上只许换一个电刷。换上的电刷必须研磨良好并与整流子、滑环 表面吻合，且新旧牌号必须一致。 5.9.4.3应定期检侧各个碳刷载流分布情况，处理载流量严重偏小或偏大的碳刷。 5.9.4.4应定期检测滑环磨损情况，刷面凹凸磨损达0.5mm时应及时处理。

5.9.5.1发电机各部轴承运行时的技术参数应满足DL/T305和DL/T751的要求。 5.9.5.2轴承的巡视检查应满足DL/T305和DL/T751的要求。 5.9.5.3在正常运行工况下，导轴承处测得大轴的相对运行摆度值(双幅值)应符合DL/T305的规定， 且应不大于轴承总间隙的75%。 5.9.5.4水轮发电机运行中应定期检查和记录轴承温度，当轴承温度在稳定基础上异常变化，应检查 该轴承工作情况和油、水系统工作情况，测量水轮发电机导轴承摆度，必要时应停机检查 5.9.5.5运行过程中油位、温度、水压、振动、摆度异常可能引起轴承损环时，应查明原因，并采取 相应措施。 5.9.5.6水轮发电机轴承应定期检查油位、油色，并定期进行油质化验，油位和瓦温应满足设计规定 值。油色变化时，应停机处理。 5.9.5.7轴承轴电流保护或轴绝缘监测回路应正常投入，出现轴电流或轴绝缘报警应及时检查处理， 禁止机组长时间无轴电流保护或无轴绝缘监测运行。 5.9.5.8发电机推力轴承、导轴承的检修，以及推力头安装、推力轴瓦调整、机组轴线检查调整、推 力轴承高压油顶起装置和外循环冷却装置的安装应满足Q/GDW11296的要求

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5.9.6.1发电机机架振动值应符合DL/T751、DL/T817的要求，机架振动超标时应加强机组振动摆度 分析和基础螺栓等相关检查，转动质量不平衡导致的机架振动超标应进行动平衡试验。 5.9.6.2机架拆卸前或安装后应测量水平值和各个支臂结合面的间隙。必要时可测量承重机架的静挠 度值，其值应符合设计要求。 5.9.6.3机架检修应按照Q/GDW11296的要求进行

5.9.7.1巡视检查发电机空气冷却器表面应无油污，管路、阀门等无渗漏、结露。 5.9.7.2单个空气冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验，装复后进行严密性耐压试验。 5.9.7.3空气冷却器检修时，应检查渗漏和堵塞情况。堵塞铜管的根数不得超过总根数的10%水利标准规范范本，否则 应更换新空气冷却器。 5.9.7.4空气冷却器检修及安装应按照Q/GDW11296的要求进行。

5.9.8.1高压油顶起装置应定期进行启动试验，吸油雾装置、粉尘收集装置应定期清理。

5.9.8.1高压油顶起装置应定期进行启动试验，吸油雾装置、粉尘收集装置应定期清理。 5.9.8.2制动系统检修应按照Q/GDW11296的要求进行。每次C级及以上检修应对制动环进行外观 检查、每次B级及以上检修应对制动环进行渗透检测或磁粉检测，应满足DL/T1318的要求。 5.9.8.3吸尘系统、吸油雾装置的检修应应按照Q/GDW11296的要求进行。 5.9.8.4高压油顶起装置的装复和油压管路绝缘测量应应按照Q/GDW11296的要求进行