其他特殊使用条件由供需双方协商确定

5.1.1.1水轮机的设计、制造应根据水电站的特点和基本参数优选水轮机的型式和主要参数，保证水轮

NB/T421262017

机安全可靠、稳定高效运行。 5.1.1.2水轮机的设计必须综合考虑水电站厂房布置、运行检修、运输条件、制造能力的要求，以及与 水轮发电机、调速器、进水阀等的相互关系。 5.1.1.3反击式水轮机的效率按GB/T15468一2006进行修正，并考虑工艺和异型部件的修正；冲击式水 轮机的效率一般不修正新闻出版标准，若修正，则按照GB/T15468一2006中附录B的规定进行。

5.1.2主要部件的结构和材料

5.1.2.1结构设计的一般要求

结构设计一般应满足以下要求： a）水轮机通流部件应符合NB/T42078的要求。 b）水轮机结构应做到便于拆装、维修，方便易损部件的检查和更换。 c）水轮机标准零部件应保证其通用性。 d）转轮和飞轮应做静平衡试验。静平衡应符合JB/T6752的要求。 e）立式水轮机轴向间隙应保证在水轮发电机顶转子时转动部分能上抬到所需要的高度。 水轮机在正常运行工况时，其稀油润滑的导轴承金属轴瓦最高温度不应超过70℃；卧式水轮机 的径向推力轴承金属轴瓦最高温度不应超过70℃。 g 水轮机应设置防飞逸设施。水轮机允许在最高飞逸转速下持续运行的时间不应小于配套水轮发 电机允许的飞逸时间，并保证水轮机转动部件不产生有害变形。 h 立式水轮机进水阀后的蜗壳进口段顶部和卧式水轮机的蜗壳顶部应设置可靠的排气装置。 水轮机及其辅助设备需进行耐压试验的部件除需在水电站工地组焊的部分外，均需按试验压力 在制造厂内进行耐压试验。当工作压力p（包括升压）等于和小于2.5MPa时，以工作压力的 1.5倍进行耐压试验。当工作压力p超过2.5MPa时，其超过的部分取1.25倍，试压时间应持 续稳压10min。受压部件不得产生有害变形和渗漏等异常现象。 水轮机自动化元件及其系统参照GB/T11805中的有关规定执行。 k）水轮机自动控制系统应能满足机组的开机、正常运行、正常停机和紧急停机的要求，设置必要 的检测保护装置、信号发送装置，在机组出现异常状况时能及时发出信号或停机。

5.1.2.2工作应力和安全系数

工作应力和安全系数应满足以下要求： a）所有部件的工作应力不得超过规定的许用应力。其中，正常工况条件下采用经典公式计算的断面应 力不大于表2中规定的许用应力，特殊工况条件下采用经典公式计算的断面应力不大于材料屈服极 限的2/3。

表2水轮机部件正常运行工况许用应力

b）对于承受剪切和扭转力矩的零部件，铸铁的最大剪应力不得超过21MPa，其他黑色金属的最大 剪应力不得超过许用拉应力的70%，其中机组主轴和导叶轴的最大剪应力不得超过许用应力的 60% C 当要求有预应力时，螺栓、螺杆和连杆等零部件均应进行预应力处理，零部件的预应力不得超 过材料屈服强度的7/8。螺栓的荷载不应小于连接部分设计荷载的2倍。 由有限元方法得到的应力分析结果，局部应力值可超出上述许用应力值，并且在正常工况条 件下最大应力不得超过材料屈服强度的2/3，特殊工况条件下最大应力不得超过材料的屈服 强度。 e 混流式和转桨式水轮机转轮叶片在预期的最大荷载条件下正常运行时，转轮各部位最大应力不 应超过材料届服极限的1/5；在最高飞逸转速时，最大应力不应超过材料屈服极限的2/5。冲击 式转轮在预期的最大荷载条件下正常运行时，转轮各部位最大应力不应超过材料屈服极限的 1/18，并应进行疲劳强度核算。 f 主轴最大复合应力Smax的定义为：Smax=（S2+3T2）1/2，其值不应超过材料屈服极限的1/4。式 中，S为由于水力、动载荷和静载荷引起的轴向应力和弯曲应力的总和，T为水轮机最大功率 时的扭转切应力。按上式计算出最大复合应力Smax并计入应力集中后出现的最大应力不应超过 材料屈服极限的2/5，且水轮机在最大出力时主轴扭转切应力不应超过42MPa。横轴贯流式水 轮机主轴应进行疲劳强度核算

5.1.3不同型式水轮机的特定要求

5.1.3.1混流式水轮机

为保证机组的安全运行，水轮机不应在稳定运行范围外运行。 混流式水轮机可设置减轻振动的自然补气装置，或采取其他措施。 转轮优先采用铸焊结构，叶片可为铸件或模压成型。叶片翼型宜采用数控加工

5.1.3.2 轴流式水轮机

轴流式水轮机应有防抬机措施。 转浆式水轮机转轮叶片的操作机构应动作灵活，协联装置应准确可靠。单个桨叶密封装置的漏油量 小于5mL/h，不允许水通过转轮密封进入转轮体的供油腔内。 定奖式水轮机可设置减轻振动的自然补气装置，或采取其他措施。

5.1.3.3贯流式水轮机

转轮采用悬臂结构时应考虑主轴挠度的影响。 转浆式水轮机转轮叶片的操作机构应动作灵活，协联装置应准确可靠。单个浆叶密封装置的漏油量 小于5mL/h，转轮体内的油压宜高于转轮体外的水压。 内、外导水环的分瓣面应涂密封胶或安装密封条。

5.1.3.4冲击式水轮机

5.1.4稳态水力性能保证

5.1.4.1水轮机功率保证

NB/T421262017

应保证水轮机在额定水头下的额定功率及在最大水头、加权平均水头、最小水头和其他特定水头下 的功率。

.1.4.2水轮机效率保证

1在各种运行工况下（包括甩负荷），水轮机各部件不应产生共振和有害变形。 2在保证的稳定运行范围内，立式水轮机顶盖以及卧式水轮机轴承座的垂直方向和水平方向的 不应大于表4中的规定值。测量方法按GB/T6075.5执行。

表4水轮机振动允许值

5.1.7.3在正常运行工况下，主轴相对振动（摆度）不应超过轴承总间隙的75%。 5.1.7.4水轮发电机组轴系的临界转速应由水轮机和水轮发电机供方分别计算确定，轴系的第一阶临界 转速不应小于最大飞逸转速的120%

5.1.8 最高、最低瞬态压力和最高瞬态转速

5.1.9导叶或喷嘴的漏水量

5.1.9.1额定水头下，圆柱式新导水机构的漏水量不应大于水轮机额定流量的3%。圆锥式新导水机构 的漏水量不应大于水轮机额定流量的4% 5.1.9.2冲击式水轮机新喷嘴在全关时应无连续漏水。

水轮机正常运行情况下，额定转速不大于750r/min时，在水轮机机坑地板上方1m处所测得的噪声 不应大于85dB（A），在距尾水管进人门1m处所测得的噪声不应大于90dB（A）。冲击式水轮机机壳 上方1m处所测得的噪声不应大于85dB（A），贯流式水轮机转轮室周围1m内所测得的噪声不应大于 90dB（A）。额定转速大于750r/min时，允许噪声再提高5dB（A）。

5.1.11 可靠性指标

在一般水质条件下，水轮机应具有以下可靠性指标： a）大修间隔期不少于4年； b 可利用率不小于99%； c） 平均寿命不少于 30 年。

5.2.1.1额定容量

在额定功率因数时，当电压与频率同时发生偏差（两者偏差分别不超过土5%和土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时，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）。

5.2.1.2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）。 如需方有特殊要求，可在供需双方签订的订货合同中规定。

5.2. 1.3额定电压

水轮发电机的额定电压由供需双方商定，并应符合GB/T156的规定。优先选用的电压等级（k 0.4、6.3、10.5、13.8

5.2.1.4额定转速

优先选用的水轮发电机额定转速（r/min）为：1500、1000、750、600、500、428.6、375、333.3、 300、250、214.3、200、187.5、166.7、150、142.9、136.4、125、115.4、107.1、100、93.8、88.2、83.3、 75、71.4、68.2、62.5、60

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订货合同中规定。 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订货合同中规定

5.2.2.2效率和损耗

a）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订货合同中规定。 b） 加权平均效率： 1）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订货合 同中规定。 2）水轮发电机的加权平均效率n按如下公式计算得出，其中加权系数由需方提供： n=Ani + Bn, + Cn, +.: ·（1）

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； n、n2、n3、. 一对应规定的功率因数、容量及加权系数的效率值。 C）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/T1029、GB/T5321.其损

NB/T42126—2017 耗包括： 1） 定子绕组的铜损耗； 2） 转子绕组的铜损耗； 3） 铁芯损耗； 4 风损耗和摩擦损耗； 5） 导轴承损耗： 推力轴承损耗（仅计及分摊给水轮发电机转动部分的损耗值）： 7）杂散损耗； 励磁系统损耗。 为确定各绕组的IR损耗值，绕组的直流电阻可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5。

表5水轮发电机绝缘热分级规定的基准工作温

5.2.2.3电气参数和时间常数

水轮发电机的电气参数，如同步电抗、瞬态电抗、超瞬态电抗和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订货合同中规定。

5.2.2.4全谐波畸变因数

水轮发电机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）不应超过5%。

水轮发电机在4.2规定的使用条件及额定工况下应能长期连续运行，其定子绕组、转子绕组和定子 铁芯等的温升限值不应超过表6的规定。

1定子绕组、转子绕组和定子铁芯等部件允许温禾

NB/T42126—20175.2.2.6非基准运行条件和定额时温升限值的修正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（见GB/T755）。当海拔超过4000m时，应在供需双方签订的订货合同中规定。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6中规定的温升限值应做如下修正（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订货合同中规定。对每天启停3个循环及以上的频繁启动的水轮发电机，可考虑对表6中的温升限值降低5K～10K。5.2.2.7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不应超过表7中的规定值。表7水轮发电机轴承允许温升限值水轮发电机部件最高允许温升限值推力轴承巴氏合金瓦75导轴承巴氏合金瓦75推力轴承塑料瓦体55导轴承塑料瓦体55座式滑动轴承巴氏合金瓦80滚动轴承95 (温度计法)5.2.2.8特殊运行要求水轮发电机在事故条件下允许短时过电流。定子绕组过电流倍数与相应的允许持续时间按表8确定，但达到表8中允许持续时间的过电流次数平均每年不超过2次。表8水轮发电机定子绕组允许过电流倍数与允许持续时间的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min1.10601.15151.2061.2551.3041.4031.502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订货合同执行。11

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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。 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） 与额定电流之比（标幺值）不超过12%时应能长期运行。 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（标幺值）的平 方与允许不对称运行时间之积（I/l）2t为40s。

5.2.2.9同期并入系统

水轮发电机应采用准同期方式与系统并列。

5.2.2.10主引出线、中性引出线和相序

水轮发电机定子绕组主引出线数自一般为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。 水轮发电机出线端相序排列应为：面对水轮发电机出线端，从左至右水平方向的顺序为U、V、W。 如采用其他相序排列，应在供需双方签订的订货合同中规定。

5.2.2.11绝缘性能与耐电压试验

绝缘性能： 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℃时，不应低于按下式计 算的数值：

UN R= 1000+0.01S

UN 1000+0.01S

R一一对应温度为100℃的绕组热态绝缘电阻计算值，单位为兆欧（MQ)； U——水轮发电机的额定线电压，单位为伏（V); S—一水轮发电机的额定容量，单位为千伏·安（kV·A)。 对干燥清洁的水轮发电机，在室温t（℃）时的定子绕组绝缘电阻值R，（MQ）可按下式进行修

R = R×1.6(1001)/

2）转子单个磁极挂装前及挂装后在室温10℃～40℃条件下用500V或1000V绝缘电阻表测 量时，其绝缘电阻值不应小于5MQ。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值不应小于0.5MQ。 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，不应超过最小值的2%。 4） 水轮发电机定子绕组的极化系数Ri/R，（R。和R,为在10min和1min、温度为40℃以下 分别测得的绝缘电阻值）不应小于2.0（额定电压2.5kV及以下的不考核）。 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9的规定（额定电压 2.5kV及以下的不考核）。

表9水轮发电机常态介质损耗角正切及其增量限值

NB/T42126—20176）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，其绝缘电阻值在10℃～30℃条件下测量时，不应小于表10中的规定值。表10水轮发电机轴承各部绝缘电阻值轴承部件绝缘电阻绝缘电阻表电压M2备 V推力轴承1在推力轴承、导轴承装入温度计注入润滑油前测量分块式导轴承瓦51000座式滑动轴承1测轴承座对地绝缘电阻定子埋置检温计5250b)耐电压试验：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。泄漏电流不应随时间延长而增大，各相泄漏电流的差值不应大于最小值的50%。2）定子线圈绝缘的工频击穿电压值一般为（5.5～6）倍额定电压（在室温、变压器油中进行，平均升压速度为1000V/s），并通过抽样试验进行验证。3）水轮发电机的定子绕组和转子绕组应能承受表11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11水轮发电机绕组绝缘耐电压试验标准试验电压线圈或绕组试验kV备注UN<6.36.3≤U≤13.8a）成品线圈2.75U+4.52.75U+6.5b）下线打槽楔后2.5U+2.52.5U+2.5定子绕组cc）定子装配完成2.25U+2.02.25UN+2.0d）b对浸漆固化后的定子2.0U+2.02.0U+2.0整体浸渍e）水轮发电机总装配完成2.0U+1.02.0Ug+1.0a）转子装配完成10倍额定励磁电压+0.5（最低为2.0kV）转子绕组b）水轮发电机总装配完成10倍额定励磁电压（最低为1.5kV）aU为水轮发电机的额定电压（kV)。b非整体浸渍的定子绕组不执行d）项；整体浸渍的定子绕组的耐压试验从d）项开始执行。°对现场验收的定子和转子，其绕组的交流耐压试验值应为水轮发电机总装配完成试验电压值的0.8倍。额定电压为6.3kV及以上的水轮发电机，当使用地点海拔为1000m及以下时，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。当海拔超过1000m时，电晕起始电压试验值应按JB/T8439进行修正。5.2.3机械特性5.2.3.12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13

NB/T 42126 2017

5.2.3.2水轮发电机组的飞轮力矩（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。 水轮发电机的飞轮力矩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。飞轮力矩值 应在供需双方签订的订货合同中规定。 5.2.3.3水轮发电机和与其直接连接的辅机，应能在最大飞逸转速下运转5min而不产生有害变形和 损坏。 5.2.3.4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%额定电压的条件下，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。 5.2.3.5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。 5.2.3.6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 之差不应大于设计气隙值的土4%。定子和转子间气隙的最大值或最小值与其平均值之差不应超过平均值 的土8%。 5.2.3.7水轮发电机各部位振动允许限值，不应大于表12中规定值，

表12水轮发电机各部位振动允许限值

5.2.3.8水轮发电机用包络表面法或立式机在上盖板外缘上方垂直距离 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GB10069.3限值（包络表面法）； b） 额定转速为250r/min及以下不超过80dB（A）； ） 额定转速为250r/min以上，750r/min及以下不超过85dB（A）； d) 额定转速为750r/min以上不超过90dB（A）。 5.2.3.9 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不应小于最大飞逸转速的 120%。 5.2.3.10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不应大于 1.5mm。

5.2.3.8水轮发电机用包络表面法或立式 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GB10069.3限值（包络表面法）； b） 额定转速为250r/min及以下不超过80dB（A）； ） 额定转速为250r/min以上，750r/min及以下不超过85dB（A）； d) 额定转速为750r/min以上不超过90dB（A）。 5.2.3.9 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不应小于最大飞逸转速的 120%。 5.2.3.10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不应大于 1.5mm。

5.2.4结构基本要求

5.2.4.1水轮发电机的结构形式应根据水轮机类型式、机组转速、额定容量、厂房形式和布置及机组运 行稳定性等因素，经技术经济分析比较后确定。 5.2.4.2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订货合同中规定。 5.2.4.3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订货合同中规定。 5.2.4.4额定容量1MV·A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 1MV·A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订货合同中规定。 5.2.4.5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1MV·A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装和检修时能通过定子铁芯内径而不需拆除定子。 5.2.4.6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，允许水轮发电机组启动，并 允许水轮发电机在停机后立即启动。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，允许水轮发电机组启动，并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。 5.2.4.7水轮发电机如需设置电热除湿系统，应在供需双方签订的订货合同中规定。

5.2.5通风冷却系统

.2.5.1水轮发电机可采

0.2.8.1如需装设与水轮发电机转速成线性关系的测速装置，应在供需双方签订的订货合同中规定。 5.2.8.2 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设下列数量的电阻温度计： a 额定容量为1MV·A及以下的水轮发电机可不必埋设温度计。 b） 额定容量大于1MV·A但不大于12.5MV·A的水轮发电机埋设6个。 5.2.8.3为测量推力轴承和导轴承的温度，至少应埋设下列数量的电阻温度计（信号温度计）： 额定容量大于1MV·A但不大于12.5MV·A的水轮发电机推力轴承瓦埋设4个，导轴承瓦内 埋设2个，推力轴承和导轴承油槽内分别埋设1个。 b 额定容量1MV·A及以下的水轮发电机在推力轴承和导轴承油槽内分别埋设1个，用于测量 油槽热油的温度。推力轴承和导轴承如需理设电阻温度计（信号温度计），应在供需双方签订的

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5.2. 9 励磁系统

水轮发电机的励磁系统为自并励晶闸管整流励磁系统。根据需方要求，供方也可提供其他 磁系统，并在供需双方签订的订货合同中规定。

轮机控制系统接力器容量应保证达到设计规定值

机控制系统的油压等级（MPa）为：2.5、4.0、6.

5.3.3 可靠性指标

在用户遵守安装、使用、维护等有关规定的条件下， 产品可靠性指标应达到以下要求 a）大修间隔期不少于4年。 b）可利用率不小于99%。 c）正常使用寿命不少于10年。

5.3.4.1静态特性曲线应近似为一条直线。

.2测至主接力器的转速死区，见表13。冲击式调速器的工作容量按喷针接力器工作容量之和计

表13水轮机控制系统转速死区

5.3.4.3对多喷嘴冲击式水轮机控制系统，在稳态工况下，任何两喷针之间的位置偏差不大于 2%。

5.3.5.1调速器应保证机组在各种工况和运行方式下的稳定性，在空载工况自动运行时，施加一阶跃型 转速指令信号，观察过渡过程，以便选择调速器的运行参数。待稳定后记录转速摆动相对值：中小型电 子调速器不超过士0.25%；特小型电子调速器不超过土0.3%。如果机组手动空载转速摆动相对值大于规 定值，其自动空载转速摆动相对值不得大于相应手动空载转速摆动相对值。对转动惯量不能满足调节保 证计算要求的机组，其空载转速摆动相对值由供需双方另行协商。

5.3.5.3机组甩负荷后动态品质：

a）甩100%额定负荷后，在转速变化过程中，超过稳态转速3%额定转速值以上的波峰不超过两次： b）从机组甩负荷时起，到机组转速相对偏差小于土1%为止的调节时间t与从甩负荷开始至转速升 至最高转速所经历的时间tM的比值，对中、低水头反击式水轮机不大于8，对高水头反击式水 轮机和冲击式水轮机不大于15；对从电网解列后给水电站供电的机组，甩负荷后机组的最低相 对转速不低于0.9。

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动转换并发出报警信号。电源转换时，接力器行程变化不应超过全行程的土1%。 .6.18绝缘电阻与工频耐受电压： a）在温度为15℃～35℃及相对湿度为45%～75%的环境中，各电气回路间及其与机壳和大地间 的绝缘电阻不应小于1M2； b）各独立带电部件与裸露导电部件之间，电路与金属外壳（或地）之间，在温度为15℃～35℃ 及相对湿度为45%～75%的环境下试验，按其工作电压大小应能承受表14中规定的耐压试验电 压, 历时5 S。

表14水轮机控制系统耐压试验电压

c）对不适于由主回路直接供电的辅助电路，应能承受表15中规定的耐压试验电压，历时5s。 表15水轮机控制系统耐压试验电压（不适用于主回路直接供电） 单位：V

5.3.6.19电气装置应能承受来自电源、信号源和控制端口的干扰， 时设备本身的电磁干扰应减小到最低程度，参照GB/T17626.4进行电快速瞬变试验。施加干扰时，电气 装置的功能和动作应正确无误，接力器不应有异常动作，

5.3.7.1压力罐的设计、制造、焊接和检查，应符合GB150（所有部分）和《压力容 等有关规定。 5.3.7.2工作油压超过6.3MPa时，油压装置的压力容器应采用油气分离的囊式蓄能器；工作油压不超 过6.3MPa时，可采用油气接触的普通压力罐，也可采用囊式蓄能器。 5.3.7.3在正常工作油压上限，非隔离式压力罐内油和空气的体积比通常为1/3～1/2。 5.3.7.4油压装置正常工作油压的范围为名义工作压力的土2%～土5%。紧急停机压力（事故停机的最 小压力）的选择应使关机后压力不降到最低操作压力以下。 5.3.7.5压力罐可用油的体积：在正常工作油压下限和油泵不打油时，压力罐的容积至少应能在压力降 不超过正常工作油压下限和最低操作油压之差的条件下提供规定的各接力器行程数。对混流式水轮机，

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为3个导叶接力器行程；对冲击式水轮机，除3个折向器接力器行程外，还要求1.5个～2个喷针接力 器行程。

5.3.7.6 油泵;

不锈钢板标准5.4.1.1长期负载能力

5.4.1.2强励电压、电流倍数

5.4.1.3允许强励时间

5.4.1.4电压响应时间

系统电压响应时间，上升时间不大于0.1s，下降

项目管理、论文5.4.1.5 调压精度

5.4.1.6电压调差率

励磁系统应保证发动机端电压调差率整定范围为土10%，级差不大于1%，调差特性应有 线性度。