表3水轮机振动允许值

4.2.7水轮机噪声不应大于表4规定的允

7水轮机噪声不应大于表4规定的允许值

别墅标准规范范本表4水轮机噪声允许值

.8水轮机导叶和水轮机喷嘴的漏水量应符合下列规定： a）在额定水头下，反击式水轮机圆柱形导水机构新导叶在全关时漏水量不应大于水轮机额

量的0.3%，非圆柱形导水机构新导叶在全关时漏水量不应大于水轮机额定流量的0.4%； b）水斗式和斜击式水轮机新喷嘴在全关时不应漏水 4.2.9在任何工况机组甩负荷时，水轮机蜗壳（贯流式水轮机导叶前）最大压力上升率不应大于表5 的规定；当不符合上述要求时，水轮机蜗壳（贯流式水轮机导叶前）最大压力应小于设计规定的控制值。 4.2.10机组甩负荷时的最大转速升高率保证值：不宜大于60%。贯流式机组不宜大于65%，冲击式机 组不宜大于30%。 4.2.11运行经济性应符合下列规定： a）水轮机的运转特性应与电站实际条件（水头、流量）相符，通过优化调度使水轮机经常运行在高 效区； b） 转桨式水轮机及多喷嘴冲击式水轮机应在协联工况下运行； 不应超水轮机出力限制线运行。

表5水轮机蜗壳最大压力上升率

4.2.12油润滑导轴承瓦温应符合设计规定值；水润滑导轴承的供水应可靠，水质清洁，无固体颗粒等 杂质。 4.2.13水轮机转轮叶片和其他部件不应有变形、裂纹或断裂。 4.2.14在多泥沙河流的电站，水轮机应采取抗磨措施，反击式水轮机的磨损应不大于GB/T29403规 定的磨蚀保证值。 4.2.15转浆式水轮机转轮叶片应转动灵活，转轮体无超标漏油、进水现象，

4.3水轮发电机运行性能质量

4.3.1水轮发电机在下列使用条件下应能连续额定负荷运行。当不符合下列使用条件时，应按技术协 议或产品说明书执行。 a）海拔高程不超过1000m（以黄海高程为准）； b）主厂房内最高温度不高于40℃，最低温度不低于5℃；冷却器进水温度不高于28℃； c）厂房内相对湿度不超过85% 4.3.2在下列情况下，水轮发电机应能输出额定功率： a）在额定转速及额定功率因数下，电压与其额定值偏差不超过士5%； b） 在额定转速及额定功率因数下，频率与其额定值偏差不超过士1%； 在额定功率因数下，当电压与频率同时发生偏差（电压偏差不超过5%，频率偏差不超过 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，两者偏差的绝对值之和不超过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。 4.3.3空气冷却的水轮发电机在规定的使用环境条件及额定工况下，定子绕组、转子绕组和定子铁心

等部件温升限值不应超过表6的规定

GB/T413692022

表6转子绕组定子铁心等部件允许温升限值

轮发电机在额定运行工况下，其轴承的最高温度采用理入检温计法测量不应超过表7的

表7轴承不允许超过的温度

4.3.5水轮发电机在事故条件 绕组过电流倍数与相应的允许持续时间按表8 确定，但达到该表中允许持续时间的过电流次 不应超过2次

表8空气冷却定子绕组允许过电流倍数与持续

定子过电流倍数（定子电流/定子额定电流） 允许持续时间／min 1.10 60 1.15 15 1.20 6 1.25 5 1.30 4 1.40 3 1.50 2

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，不应低于按公式（4)计

UN 1 000+0.01S

R——绝缘电阻，单位为兆欧(MQ)； U~——水轮发电机的额定线电压，单位为伏(V)； 水轮发电机的额定容量，单位为千伏安（kVA)

GB/T 413692022

对十燥清洁的水轮发电机，室温t（℃）下的定子绕组绝缘电阻值R（MQ），可接公式（5）修正：

R，一一定子绕组绝缘电阻值，单位为兆欧（MQ）； R 一一对应温度为100℃绕组热态绝缘电阻计算值，单位为兆欧（MQ）； 室温，单位为摄氏度（℃）。 4.3.7水轮发电机振动应符合下列规定： a）在各种工况下，各部件不应产生共振和有害变形； b） 在各种正常运行工况下，水轮发电机在垂直方向和水平方向允许的振动峰峰值，不应大于表9 规定的允许值； 主轴摆度不应大于GB/T8564中规定的允许值

表9水轮发电机振动允许值

表10水轮发电机噪声允许值

4.3.9水轮发电机应装设制动装置。制动系统应保持设备完好，并应根据其功率范围按GB/T27989 或GB/T7894的有关规定实现可靠、有效的制动。 4.3.10水轮发电机转子不应有接地或匝间短路发生。 4.3.11水轮发电机母线和封闭母线外壳（含中性点）不应有局部过热现象发生

.4励磁系统运行性能后

4.4.1当同步发电机的励磁电压和电流不超过

GB/T413692022

4.4.2励磁系统在输出顶值电流情况下，允许强励时间不应小于10s，但不应大于50s。 4.4.3当励磁电流达到额定励磁电流的110%时，加到励磁绕组两端的整流电压的最大瞬时值，不应大 于GB/T10585一1989中7.18所规定试验电压峰值的30%。 4.4.4励磁系统应保证在任何工况下，磁场绕组出线端的电压瞬时值不大于GB/T10585一1989中 7.18所规定试验电压峰值的65%。 4.4.5当励磁系统控制用的直流和交流电压偏差不超过额定电压的十10%～一15%，交流频率偏差不 超过额定频率的十2Hz～一3Hz时，励磁系统应保证同步发电机正常运行。 4.4.6空载电压整定范围应符合下列规定： a）需并联运行的水轮发电机的励磁系统，应保证在80%～110%空载电压范围内稳定平滑调节； b） 孤网运行的水轮发电机的励磁系统，应保证在95%～105%空载电压范围内稳定平滑调节。 4.4.7 瞬态电压调整率及电压恢复时间应符合下列规定： a 低压同步发电机在突甩额定负载时的瞬态电压增加（超调）规定为20%、25%、35%三种； b） 低压同步发电机在突加额定无功负载时的瞬态电压降低规定为一16%、一22%、一32%三种； 负载突变后的电压恢复时间与a）、b)项所规定的三种瞬态电压增加或降低相对应，不应大于 1.5s、1.5s、2.5S; d）高压同步发电机在空载情况下且阶跃响应为士10%时，其超调量不应天于阶跃量的50%。 4.4.8机组并联运行时，励磁系统应保证无功功率合理分配；同步发电机电压调整率在下列范围内可 进行调节，摆动次数不宜超过2次～3次：

b）电磁型调节器为土5%。

大于下列数值： a）半导体型调节器为士0.5%； b） 电磁型调节器为土3%。 当同步发电机在额定转速下起励建立空载额定电压时，电压调节器应符合下列规定： a） 调节时间不大于5S； 端电压摆动次数不大于5次； c） 端电压超调量对高压同步发电机为不超过额定值15%；对低压同步发电机为不超过4.4.7中 a)项所规定的数值。 4.4.11 励磁设备应具有良好的散热性能，设备及盘柜不应有过热现象 4.4.12 强迫冷却的励磁设备（不包括旋转励磁机），单柜在离柜1m处噪声（声功率级）不应大于80dB （A）。 4.4.13 除采用停机灭磁的小型同步发电机励磁系统外，其他励磁系统应具有灭磁能力，并保证可靠 灭磁。

4.5调速系统运行性能质量

4.5.1调速器及油压装置应符合下列基本规定：

a 调速器应符合GB/T9652.1要求，能实现机组的自动、手动起动和停机。当调速器自动部分 失灵时，应能手动运行。如无接力器手动操作机构时，油压装置应装有备用油泵。 b 调速器运行应平稳，接力器无抽动、机组无溜负荷现象。 c）安全阀动作应正确、可靠；自动补气装置及油位信号装置动作应正确、可靠。 d）调速器关闭时间应整定合格

GB/T 413692022

4.52水轮机调速系统静态特性应合下列规定

a）静态特性曲线应近似为直线；调速器静态、动态等特性的试验按GB/T9652.2的规定进行。 b） 测至主接力器的转速死区不超过表11的规定值，调速器类型的划分按JB/T7072规定进行。 转桨式水轮机调速系统，转叶随动系统的不准确度不应大于0.8%。实测协联曲线与理论协联 关系曲线偏差不应大于浆叶接力器总行程的1%，

表11主接力器转速死区规定值

d）冲击式水轮机调速系统静态品质应符合下列规定： 1）测至喷针接力器的转速死区应符合表11规定； 2）在稳态工况下，对多喷嘴冲击式水轮机的任何两喷针之间的位置偏差，在整个范围内均 不天于1%，每个喷针位置对所有喷针位置平均值的偏差不大于0.5%。 5.3水轮机调速系统动态特性应符合下列规定： a）调速器应保证机组在各种工况和运行方式下的稳定性。在空载工况手动运行时，3min内大 型电调调速器转速摆动相对值不应超过士0.24%，中型、小型和特小型调速器转速摆动相对值 不应超过士0.4%。当手动空载转速摆动相对值满足规定时，在空载工况自动运行时3min内 大型电调调速器转速摆动相对值不应超过土0.18%，中、小型调速器转速摆动相对值不应超过 土0.33%，特小型调速器转速摆动相对值不应超过土0.38%。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。 b 机组甩负荷后动态品质应符合下列规定： 1）机组甩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2次； 2）机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起，到机组转速摆动值不超过 ±0.5%为止所经历的时间，不应大于40S； 3 转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2s。 5.4 油压装置应符合下列规定： a）集油槽、压力罐及附件不漏油、不渗油，油温在允许范围内； b）油泵及其电机运转正常，无异常振动过热现象，安全阀、启动阀的开启关闭应正常，当油压降低 到事故油压时，作用于紧急停机的压力信号器应立即动作； 油压装置的油位应在规定范围内，指示正确，自动补气装置及集油槽油位信号装置动作准确可 靠，透平油牌号、油质符合设计规定 采用储能式氮气罐的油压装置，应备有充氮气工具

4.5.4油压装置应浴合下列规定

4.6水轮机进水阀门运行性能质量

4.6.1机组正常停机或检修时，进水阀门应能可靠关闭，公称直径1.0m～10.0m的蝴蝶阀及公称直径 0.5m～5.0m的球形阀关闭位置的漏水量应符合GB/T14478的规定，公称直径1.0m以下的蝴蝶阀 及公称直径0.5m以下的球形阀关闭位置的漏水量应符合SL696的规定。 4.6.2机组在任何运行工况下，进水阀门应能在5min内动水关闭；在阀门两侧压力差不大于30%最 全

4.6.3进水阀门的伸缩节、旁通阀、排气阀等配套设备运行正常 4.6.4阀门控制装置运行正常，可在失电下安全关闭。

4.6.3进水阀门的伸缩节、旁通阀、排气阀等配套设备运行止常

4.7其他设备运行性能质量

4.7.1机组进口拦污栅应无堵塞

4.7.1机组进口拦污栅应无堵塞。

GB/T413692022

4.7.2油气水设备应符合下列规定： a）油系统管路通畅，无漏油，油质合格； b）气系统压力正常，无漏气； ） 机组冷却水系统管路通畅，无漏水，水质、水压、水温、流量等符合设计及运行要求； d）排水系统运行正常，无堵塞，无漏水。 4.7.3自动化元件及自动化系统性能应符合下列规定： a 自动化元件及自动化系统均应满足SL229规定的精度和其他性能要求； b） 自动化元件均应准确可靠； 自动化元件及自动化系统应运行正常； d）水力量测系统运行正常。 4.7.4机组控制系统应运行可靠，能实现机组自动开、停机和紧急停机，达到无人值班、少人 如采用计算机监控系统，应具备数据采集和处理、报警、控制与调节、系统通信、系统自诊断等 4.7.5继电保护系统能自动投人并动作正确

5.1.1不能以自动或手动方式启动、停机和紧急停机的机组不得参加评定， 5.1.2参加评定的电站机组应有完整、真实、可溯源的检测记录或试验报告。 5.1.3在使用本标准进行运行性能和质量评定时，所采用的技术数据均指现场专门实测、自动监测装 置下载或运行日志记录

5.2评分原则及评分方法

5.2.1机组运行性能采用按项目评分方法逐项评定，用计算总分的方法进行综合评定。 5.2.2每个项目有一个基本分A，即该项目评审时可得到的最高分，说明该项目在电站综合评分体系 中的比例。如该项目具备评分条件，其基本分不能改变；如该项目不具备评分条件，可在评审委员会同 意的条件下给A赋0值，在累计A值时按0累计。评审开始时，首先由评审委员会集体讨论决定可不 参加评审的项目，但不参加评审项目的基本分累计值不能超过15分。 5.2.3每个项目有一个评分因子B，用以评价电站该项目的性能及质量。B值赋值范围为0.00～1.00， 由评审委员根据评分原则及对该项目的分析判断单独赋值，见附录A的方式评分，见附录B的方式 记录。

5.2.5所有项目的综合得分D按公式(7)计算

Zc × 100 ZA

审委员计算的综合得分D的算术平均值为评定

5.3.1评定结果分为三个等级，E≥85为一级，70≤E<85为二级，E<70为三级。 5.3.2除给出评定结果E之外，评审委员会还应做出评定结论，指出其优缺点，尤其是存在主要问题及 今后努力方向。评定结论应和评定结果相一致

各评定项目评分因子的赋值方法见表A，1

GB/T413692022

表A.1各评定项目评分因子赋值方法

表A.1各评定项目评分因子赋值方法（续）

抗震标准规范范本表A.1各评定项目评分因子赋值方法（续）

表A.1各评定项目评分因子赋值方法（续）

所谓"规定”是指本标准或引用标准对评价项目提出的评价要求。 机组额定功率如大于或等于10MW，水轮机输出功率基本分A=5，否则A=7。 机组额定功率如大于或等于10MW，水轮机效率基本分A=3,否则A=1。 非转浆式水轮机不参加该项目评审，可赋基本分A二0。 如机组没有选用常规调速器，而采用了其他型式的调节器来开停机并调节转速，可赋A=0。 如电站没有安装水轮机进水阀门，不参加该项目评审，可赋基本分A三0

综合性能评分表如表B.1所示

GB/T413692022

附录B （资料性） 综合性能质量评分表

酒店标准规范范本表B.1综合性能评分表

表B.1综合性能评分表（续）

表B.1综合性能评分表（续）