水轮发电机技术规范(1)
水轮发电机运行规程
水轮发电机运行规程1.引言水轮发电机是一种利用水能转化为电能的设备，它的运行规程对于保障发电机的正常运行和安全是至关重要的。
本文档旨在规范水轮发电机的运行，保证发电机的稳定性和可靠性。
2.设备准备在水轮发电机运行之前，需对设备进行必要的准备工作。
2.1 设备检查在每次发电机运行之前，必须进行设备检查，确保各部件完好无损，并且各连接部位紧固可靠。
特别要注意检查以下部位： - 水轮机和转轮：检查叶片的完整性和叶片与转轮的连接情况； - 电机：检查电机的绝缘情况和电机是否正常运转； - 电缆：检查电缆的绝缘情况和接线是否松动； - 控制系统：检查控制系统的各个部件是否正常工作。
2.2 水源准备确保水源充足并符合要求，需要检查以下内容： - 水源水量：确保水量足够满足发电机的需要； - 水质：确保水质符合发电机的要求，避免污水和悬浮物对发电机的损坏； - 水源温度：确保水源的温度适宜，避免过高的温度对发电机的损坏。
3. 发电机启动在確保設備準備完備后，可根据以下步骤启动发电机：3.1 打开电源先将电源开关打开，确保电源供应正常。
3.2 启动电机激活电机，确保电机的启动运行正常。
3.3 监测系统启动控制系统，监测发电机运行的各项状态参数，确保发电机处于正常工作状态。
3.4 逐步加速逐步增加发电机的转速，确保转速与负载的匹配。
4. 发电机运行发电机处于运行状态时，需要注意以下事项：4.1 监测电压和电流定期监测发电机的电压和电流，确保其符合预设工作参数。
4.2 温度监控定期监测发电机各部件的温度，特别是电机和轴承等重要部件，确保其温度在正常范围内。
4.3 润滑和冷却确保发电机的润滑和冷却系统正常运转，保证设备的正常使用寿命。
4.4 定期维护定期对发电机进行维护，包括清洗、紧固螺栓、更换磨损部件等，确保设备的长期稳定运行。
5. 发电机停止当需要停止发电机时，需按以下步骤进行：5.1 逐步减速逐步减小发电机的转速，确保发电机平稳停止。
水轮发电机组设备技术规范及检修类别周期和项目
水轮发电机组设备技术规范及检修类别周期和项目名称1#机2#机型号TS550/80-28TS550/80-28制造厂家哈尔滨电机厂哈尔滨电机厂投产日期1966.9/1987.121972.4/1999.3额定视在功23125 KV A23529 KV A 率额定有功功20000KW20000KW率额定电压 6.3KV 6.3KV额定电流2120A2150A额定功率因0.80.85数额定转速214.3 转/分214.3 转 /分飞逸转速440 转/分440 转 /分频率50 HZ50 HZ相数 3 相 3 相定子槽数264264定子接法4Y4Y定子通风方封闭双路自循封闭双路自循式环风冷环风冷定子绝缘黄绝缘短路 1.1比定子绕组双层迭绕检修类别、周期和项目一、日常维护及巡视检查：每天 1次1、视听上下导轴承运行时有无异音，仪表所指示瓦温是否正常，受油器是否有磨擦音，有无漏油甩油，油冷却器水流是否畅通等缺陷。
2、检查机组摆度：观察振动和声音有无异常。
3、检查风闸有无异常及管道是否泄漏。
4、检查各表计是否完好，指示是否正常。
5、检查出的缺陷在不影响机组正常运行的情况下，能处理的及时处理；不能处理的作好记录，并安排专门时间处理。
二、小修每年 1～2 次工期5～10天检修项目：1、上下导设备外观油务检查清扫2、风闸、管路检查处理3、转子检查、清扫4、转子滑环及碳刷调整检查5、对定、转子进行各类常规预防性试验6、励磁回路引线检查清扫并作绝缘电阻测量7、油、气、水系统管路检查处理8、主要阀门检查处理9、其他缺陷处理三、大修每 3～5年1 次工期35～ 45天检修项目：1、受油器解体检修，铜瓦椭圆测量2、操作油管清洗，做耐压试验，水轮机和发电机大轴清扫3、推力轴承、上下导轴承检修，油槽清洗及冷却器耐压试验4、风闸检修，作耐压试验5、空气冷却器检修6、发电机转子检查清扫7、转子滑环及碳刷调整检查8、对定、转子进行各项试验9、励磁回路引线检查清扫并作绝缘电阻测量10、定子检查、清洗去污11、机组中心调整及轴线处理12、上下导间隙调整13、上下导油槽温度计校正及仪表检修14、管路阀门检修处理15、相关改造项目。
第1章.水轮发电机运行规程
中国水电顾问集团正安开发有限公司企业标准第一章.水轮发电机运行规程2014-04-01 发布 2014-04-01 实施中国水电顾问集团正安开发有限公司发布第1章.水轮发电机运行规程1 适用范围本《规程》规定了沙阡水电站水轮发电机的运行、维护标准。
本《规程》适用于沙阡水电站水轮发电机的运行、维护管理。
2 规范性引用文件下列文件对于本《规程》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《规程》。
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《规程》。
GB7894—2001 水轮发电机基本技术条件GB8564—2003 水轮发电机组安装技术规程DL/T596—1996 电力设备预防性试验规程DL/T751—2001 水轮发电机运行规程DL/T817—2002 立式水轮发电机检修技术规程中华人民共和国 GB 26860-2011《电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》3 术语和定义下列术语适用于本《规程》3.1 水轮发电机水轮发电机是指以水轮机为原动机将水能转化为交流电能的三相同步发电机，以下简称发电机。
3.2 空转发电机已达到额定转速，但未起励。
3.3 空载发电机已达到额定转速，起励到额定电压，但未并列。
3.4 可调出力机组实际可能达到的发电能力。
3.5 旋转备用指运行正常的发电机组维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量的发电机组。
3.6 零起升压发电机由零起逐步升高电压至预定值或额定电压。
3.7 进相运行发电机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收系统无功。
3.8 滞相运行发电机既向系统输送有功功率又输送无功功率，功率因素为正，这种运行状态称为迟相运行。
3.9 甩负荷带负荷运行的发电机所带负荷突然大幅度降至某一值。
3.10 发电机灭磁发电机灭磁是将发电机励磁电源切除，再通过一定的方式来消除残余的磁场从而达到消除发电机电压的目的，以下简称灭磁。
水轮发电机安装工安全技术操作规程
水轮发电机安装工安全技术操作规程1、基础板吊装就位后，应放置平稳，调正好后，应加固牢靠。
未加固牢靠的基础板和基础螺栓，不得在其上行走或做平台用。
2、在基坑施工时，工具和杂物不得掉入水轮机室。
3、支脚吊装过程中，以及分瓣定子组装时，头与手脚不得伸入结合面之间。
4、组装或搬运带有毛刺、棱角、笨重的零部件、工件时应戴手套。
进行清扫工作时应戴口罩。
5、使用去锈机清扫转子铁片时，动作应协调，防止挫伤手脚。
在去锈机作业面相距10m以内，不准堆放易燃液体、气体。
6、磁极挂装到T型槽底部后，必须用千斤顶将磁极铁芯下端撑牢并用方木毛毡将线圈下部撑牢，方可打入磁极键，打磁极键时严禁下面站人。
7、转子试吊时，转子下面禁止站人。
8、转子试吊完成后，再起到一定高度，进行闸板清扫，清扫时应戴口罩和防护眼镜。
9、转子与主轴法兰对装时，法兰面应用木板条或钢板尺包以白布，浸酒精清扫，禁止手伸入法兰面之间。
10、在机组内部及转子上部工作，必须用36V行灯，并带手电筒。
上下转子应穿胶鞋，防止滑倒。
11、清扫镜板和轴瓦时，应戴手套，口罩和围裙。
12、采用人工方法研瓦时，至少应两人以上操作，手应避开棱角并防止轴瓦滑下砸脚。
13、用汽油或香蕉水清扫轴承油槽时，应穿戴专用工作服，工作鞋和工作帽，并戴口罩，应由多人轮流清扫，连续工作时间不可过长。
14、推力轴承强制建立油膜高压油顶起装置，各部件和系统油压试验应遵照有关规定执行。
15、盘车时当转动部位停稳后，测量人员才能进入岗位测量记录。
全部测量人员离开转动部位后，才能盘下一点。
16、采用电动盘车时，机组转动部位应在机组中心，即发电机定子与转子平均空气间隙的±10%，才能盘车。
切断电源后，才能进行测量记录。
立式水轮发电机检修技术规程
立式水轮发电机检修技术规程1. 引言立式水轮发电机是一种常用的发电设备，其正常运行对于保障电力供应具有重要意义。
为了确保立式水轮发电机的安全、高效运行，定期进行检修是必要的。
本文将介绍立式水轮发电机检修的技术规程，包括检修前的准备工作、具体的检修步骤以及注意事项。
2. 检修前的准备工作在进行立式水轮发电机的检修之前，需要进行一系列准备工作，以确保安全、顺利地进行检修。
2.1 检修计划制定根据实际情况和发电机设备使用情况，制定合理的检修计划。
计划中应包括检修时间、人员配备、所需材料和工具等信息，并与相关部门进行沟通和协调。
2.2 安全措施确保检修现场的安全措施得到落实。
包括但不限于设置警示标志、安装安全防护设施、提供必要的个人防护装备等。
2.3 设备停用和解体在开始检修之前，确保立式水轮发电机已经停止运行，并按照相关规定进行解体。
在解体过程中，需要注意保护设备的零部件，避免损坏。
2.4 工具和材料准备准备好所需的工具和材料，包括常用的手工具、测量仪器、润滑油、密封件等。
确保这些工具和材料的质量可靠，并按照规定进行储存和携带。
3. 检修步骤进行立式水轮发电机检修时，需要按照一定的步骤进行操作。
下面将介绍主要的检修步骤。
3.1 清洗和检查对立式水轮发电机的各个部分进行清洗和检查。
清除附着在设备表面的污垢，检查是否有损坏、变形或腐蚀现象。
特别关注叶片、轴承、密封件等关键部位。
3.2 零部件更换根据检查结果，对需要更换的零部件进行处理。
如发现叶片磨损严重或变形、轴承失效等问题，及时更换新零部件，并确保其质量符合要求。
3.3 润滑和调整对立式水轮发电机的润滑系统进行检查和维护。
包括检查润滑油的质量和量是否符合要求，对润滑点进行加油或更换润滑油等操作。
根据需要对设备进行调整，以保证其性能达到最佳状态。
3.4 绝缘检测进行绝缘检测是确保立式水轮发电机安全运行的重要步骤。
使用绝缘测试仪器对设备的绝缘状况进行检测，并记录测试结果。
水轮发电机组安装技术规范(摘录)
水轮发电机组安装技术规范GB 8564-20031、设备基础垫板的埋设，其高程偏差一般不超过 -5 mm ~ 0 mm，中心和分布位置偏差一般不大于10 mm，水平偏差一般不大于1 mm/m。
2、机组中心或圆度，其测量误差一般应不大于0.05 mm；3、严密性试验时，试验压力为实际工作压力，保持8h，无渗漏现象。
4、设备容器进行煤油渗漏试验时，至少保持4h，应无渗漏现象，容器作完渗漏试验后一般不宜再拆卸。
5、转轮室圆度各半径与平均半径之差，不应超过叶片与转轮室设计平均间隙的±10％6、转轮叶片外缘±10％设计间隙7、下止漏环±0.10mm8、转轮直径D D<3000，允许偏差0.259、对于推力头装在水轮机轴上的机组，主轴和转轮吊入机坑后的放置高程，应较设计高程略高，以使推力头套装后与镜板有2mm~5mm的间隙。
主轴垂直度偏差一般不大于0.05mm/m。
10、转轮直径D<3000，高程混流式±1.5，轴流式0~+211、机组联轴后两法兰组合缝应无间隙，用0.03 mm塞尺检查，不能塞入。
12、导叶端面间隙应符合设计要求。
导叶止推环轴向间隙不应大于该导叶上部间隙值的50％，导叶应转动灵活。
13、导叶关闭圆偏差应符合设计要求。
连杆应调水平，两端高低差不大于1mm。
测量并记录两轴孔间的距离。
14、叶立面间隙，在用钢丝绳捆紧的情况下，用0.05mm塞尺检查，不能通过。
15、水导及主轴密封安装，轴瓦应符合下列要求：a) 橡胶轴瓦表面应平整、无裂纹及脱壳等缺陷；巴氏合金轴瓦应无密集气孔、裂纹、硬点及脱壳等缺陷，瓦面粗糙度应小于0.8 mm的要求；b) 橡胶瓦和筒式瓦应与轴试装，总间隙应符合设计要求。
每端最大与最小总间隙之差及同一方位的上下端总间隙之差，均不应大于实测平均总间隙的10％；c) 筒式瓦符合a)、b)两项要求时，可不再研刮；分块瓦按设计要求确定是否研刮；d) 轴瓦研刮后，瓦面接触应均匀。
水轮发电机技术规范
水轮发电机技术规范1水轮发电机技术规范1. 范围本规范适用于符合下列条件之一的水轮发电机组的安装及验收:a. 单机容量为15MW及以上;b. 其水轮机为混流式、冲击式时,转轮名义直径2.0m及以上。
c. 其水轮机为轴流式、斜流式、贯流式时,转轮名义直径3.0m 及以上。
单机容量小于15MW的水轮发电机组和水轮机转轮的名义尺寸小于b、c项尺寸的机组可参照执行。
2. 引用标准下列标准所包含的条文,经过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
以使用下列标准的最新版本为准。
GB/T10969-1996 水轮机通流部件技术条件GB3323-87 钢熔化焊对接接头射线照相及质量分级GB11345-89 钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果的分级GB/T9652.1-1997 水轮机调速器与油压装置技术条件2GB/T9652.2-1997 水轮机调速器与油压装置试验验收规程GB11120-89 L-TSA汽轮机油GB/T7894- 水轮发电机基本技术条件GB50150-91 电气装置安装工程施工及验收规范GB311.2~6-83 高电压试验技术IEC-308-1970 水轮机调速系统试验的国际规范IEC-61362-1998 水轮机控制系统规范导则JB/T4709-92 钢制压力容器焊接规程JB8439-1996 高压电机使用于高海拔地区的防电晕技术要求JB/T8660-1997 水电机组包装、运输和保管规范DL5017-93 压力钢管制造安装及验收规范DL507-93 水轮发电机组起动试验规程DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程DL5011-92 电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇SD287-88 水轮发电机定子现场装配工艺导则33. 总则3.0.1 机组的安装应根据设计单位和制造厂已审定的机组安装图及有关技术文件,按本规范要求进行。
但制造厂因改进设计而有特殊要求的,应按制造厂有关技术文件的要求进行。
GBT7894《水轮发电机基本技术条件》新标准简介
第2章 规范性引用文件
原标准规范性引用文件共9个，全部注日期 新标准共有20个引用标准，其中仅4个标准注日期。新增标准为：
GB/T 1029（试验方法）、GB/T 10069.1（噪声测定方法）、
GB/T 20835（铁心磁化试验）等，提高新标准适用性、实用性和有效性
第 3章 术 语 和 定 义
新增加一章 术语和定义可参见GB 755、GB/T 2900.25 等标准
• 明确可选电压 (kV) 为：6.3、10.5、13.8、15.75、18、20、22、 24、26等
5.3
额定功率因数
• 基于SN≥25MVA及电站建设规模及电网容量不断扩大，作如 下调整(详见修订编制说明)：
SN≤100（50）MVA ,
100(50) MVA< SN≤250(200) 250(200) MVA < SN≤650
• 提供统一计算I2R损耗值的基准工作温度 与绝缘结构热 分级的对应关系（见表2）
表2 绝缘热分级规定的基准工作温度
◆
绝缘结构的热分级
130（B）
基准工作温度 ℃
95
155（F）
180（H）
115
130
5.7 电 气 参 数 和 时 间 常 数
◆
• 名称由“参数和时间常数” 改为 “电气参数和时间常数” • 补充Xqu/ Xdu=0.98~1.25（见修订编制说明）
常用物理量符号可参见GB/T 13394
第 4章 使 用 环 境 条 件
水的电导率由（0.5~5）改为（0.4~2.0）S/cm ，增加PH 值（6.5~9）及硬度2mol/L 增加对使用地点地震烈度要求（见表1）
表1 不同地震烈度设计加速度值
水轮发电机基本技术条件
水轮发电机基本技术条件Fundamental technical requirements forhydraulic turbine generatorsGB7894—871987-05-12发布1988-01-01实施国家标准局发布1适用范围本标准适用于与水轮机直接或间接连接的3相、50Hz立式或卧式凸极同步发电机(以下简称水轮发电机)。
凡本标准未规定的事项，均应符合GB755《电机基本技术要求》中有关规定。
2技术要求2.1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.水内冷水轮发电机直接冷却部分的进水温度应在35～45℃，水的导电率不大于2～5μs/cm；d.空气冷却器、油冷却器和水内冷水轮发电机的热交换器的进水温度，根据用户要求在订货协议中规定；12500kVA及以下的水轮发电机冷却器的进水温度不超过28℃；e.安装在掩蔽的厂房内。
当水轮发电机的使用条件与上述各条件有差异时，应在专用技术条件中说明。
2.2在下列情况下，水轮发电机应能输出额定功率：a.在额定转速和额定功率因数时，电压与其额定值的偏差不超过±5%；b.在额定电压时，频率与其额定值的偏差不超过±1%；c.在电压与频率同时发生偏差(两者偏差分别不超过±5%和±1%)且均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若电压和频率不同时为正偏差时，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。
2.3水轮发电机的额定功率因数为：a.额定功率为125000kVA及以下者不低于0.8(滞后)；b.额定功率大于125000kVA但不超过350000kVA者不低于0.85(滞后)；c.额定功率大于350000kVA者不低于0.9(滞后)。
根据制造厂和订货方协议，允许制造其他功率因数的水轮发电机。
水轮发电机运行规程DL／T7512001
F23备案号：8387—2001中华人民共和国电力行业标准DL/T 751—2001水轮发电机运行规程Code for hydraulic turbine generator2001—02—12 发布2001—07—01实施中华人民共和国国家经济贸易委员会发布前言原电力工业部第一次颁发的《发电机运行规程》，为发电厂编制现场运行规程提供了依据，规定了发电机统一的运行标准，对保证发电机安全经济运行，起到了踊跃的作用。
1982年，原水利电力部按照电力工业进展的需要和实践经验的总结，对原规程作了修订，修订后的规程自1982年6月颁发以来已近20年。
在此期间，大容量、高电压、国外制造的发电机接踵投入运行，发电机的结构、材料、技术性能、自动化程度、辅助设备及安全监测装置配置等都随着科技进步发生了专门大转变，原规程的部份条文已不适应设备现状；随着运行管理经验的积累和管理方式的改良，和现代化管理手腕的不断采用，运行单位对发电机运行管理的水平有了专门大提高，仍沿用原规程规定的管理程序、方式已不能适应保证发电机安全经济运行的需要。
这本《发电机运行规程》适用于汽轮发电机和水轮发电机，是二者通用的技术标准，有关汽轮发电机和水轮发电机的特殊规定在规程中虽作了注明，但归并在一路重点不够突出，利用不够方便，也不能对各自的特点进行必要的、详细的规定，随着水力发电厂装机容量比重不断增大，有必要对水轮发电机单独编制运行规程。
基于上述情形，为适应生产的进展和电力工业的科技进步及与国际接轨的需要，原电力工业部科技司技综［1994］42号文《关于下达1994年制定、修订电力行业标准(第一批)的通知》下达了由原东北电力集团公司修订原水利电力部颁发的《发电机运行规程》、从头编制《水轮发电机运行规程》的任务。
《水轮发电机运行规程》编制工作自1995年末开始，在原东北电力集团公司组织领导下，由饱满发电厂负责规程的修订编写。
在规程修订进程中，对原规程条文作了细致地分析研究，查阅了有关发电机设计、制造、技术条件、利用要求、技术标准等文献资料，结合当前水轮发电机制造、运行的具体情形和此后技术的进展，提出了原规程保留、删除、改动、补充、完善的内容。
水电站机电安装技术规范目录[1]
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一般水电站须遵照执行的现行技术规范主要有1．国家标准（1）水轮发电机组安装技术规范GB8564-2003（2）水轮发电机基本技术条件GB/T7894-2001（3）水轮机基本技术条件GB／T15468-1995（4）电机基本技术条件GB755-2000（5）水轮机调速器与油压装置技术条件GB／T9652.1-1997（6）高压输电设备的绝缘配合GB311 -1997（7）电力变压器GB1094-1996（8）交流高压断路器GB1984-2003（9）交流高压隔离开关GB1985-1989（10）电压互感器GB1207-1997（11）电流互感器GB1208-1997（12）干式电力变压器GB6450-86（13）干式电力变压器技术参数和要求GB/T10228-97（14）三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB/T6451-1999（15）大中型同步发电机励磁系统基本技术要求GB/T7409.3-97（16）电力金具GB2314～2345-85（17）低压电器基本标准GB1497-85（18）电气装置安装工程施工及验收规范GB50254～50259-96（19）水轮机调速器与油压装置试验验收规程GB／T9652.2-1997（20）电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50168-92 （21）大中型水电机组自动化元件及其系统基本技术条件GB1185-1999（22）电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器互感器施工及验收规范GBJ148-90（23）电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147-90 （24）电气装置安装工程母线装置施工及验收规范GBJ149-90 （25）交流无间隙金属氧化物避雷器GB11032-2000（26）35kV及以下架空送电线路施工及验收规范GB50173-90 （27）工业金属管道工程施工及验收规范GB50235-97（28）低合金钢焊条GB5118-85（29）不锈钢焊条GB/T983-95（30）堆焊焊条GB/T984-2001（31）碳钢焊条GB/T5117-95（32）现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范GB50236-98 （33）钢制压力容器GB150-98（34）汽轮机油GB11120-89（35）手工电弧焊与接头的基本型式与尺寸GB985-80（36）起重机试验规范和程序GB5905-86（37）大中型水轮机进水阀门基本技术条件GB/T14478-93 （38）电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-91 （39）建筑安装工程质量检验评定标准GBJ300～305-88（40）通用桥式起重机标准GB／T14405-93（41）电力工程电缆设计规范GB50217-94（42）电气装置安装工程屏、柜及二次回路施工及验收规程GB50150-91（43）继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-93（44）微机线路保护装置通用技术条件GB/T15145-942．部颁标准及行业标准（1）水电厂计算机监控系统基本技术条件DL/T578-95（2）大中型水轮发电机基本技术条件SD152-87（3）水轮机电液调节系统及装置技术规程DL/T563-95（4）水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程DL/T489-92 （5）大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件DL/T583-95（6）交流高压断路器订货技术条件DL/T402-1999（7）交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件DL/T486-2000 （8）水电厂计算机监控系统试验及验收规程DL/T822-2002 （9）六氟化硫电气设备气体检测细则DL/T595-1996（10）水电站基本建设工程验收规程DL/T5123-2000（11）水轮发电机组起动试验规程DL507-2000（12）电气设备预防性试验规程DL/T596-1996（13）水轮发电机定子现场装配工艺导则SDJ287-88（14）电力建设施工及验收技术规范（管道焊接超声波检验篇）DL5048-95（15）电力建设施工及验收技术规范（焊接篇）DL5007-92 （16）电力设备接地设计技术规程DL/T621-97（17）水工建筑物金属结构制造、安装及验收规范SLJ201-80 DLJ201-80（18）水工建筑物金属结构焊接技术规范SDJ008-84（19）涂漆通用技术条件SDJ014-85（20）钢焊接及验收规程JCJ18-84（21）手工电弧及埋弧自动焊焊工考试规则SDJ009-84（22）水电站基本建设工程验收规程DL/T5123-2000（23）水利水电基本建设工程单元工程质量等级评选标准(试行)①金属结构及启闭机械安装工程SDJ-249.2-88②水轮发电机组安装工程SDJ-249.3-88③水力机械辅助设备安装工程(试行) SDJ-249.4-88④发电电气设备安装工程SDJ-249.5-88⑤升压变电电气设备安装工程SDJ-249.6-88（24）水轮机金属蜗壳安装焊接工艺导则DL/T5070-1997 （25）电力系统油质试验方法DL429.1～9-91（26）现场绝缘试验实施导则DL474.1～9-91（27）大中型水轮发电机静止整流励磁及装置安装、验收规程DL490-92（28）水轮机电液调节系统及装置调整试验导则DL491-92 （29）电气安装工程质量检测及评定规程DL/T5161-2002 （30）防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及其实施细则。
水轮发电机基本技术条件
水轮发电机基本技术条件gb/t7894――20211.适用范围本标准适用于与水轮发电机直接连接、额定容量为25mva及以上的三相50hz凸极同步发电机（一下简称水轮机发电机）。
额定容量小于25mva或频率为60hz的出口水轮发电机可参照执行。
2.服务环境条件a)海拔高度不超过1000m（以黄海高程为准）；b)冷却空气温度不超过40℃；c）直接水冷定子绕组的空气冷却器、油冷却器和热交换器的进水温度应不高于28℃，且不低于5℃；d)水直接冷却定子绕组的进水温度为30v℃~40℃，25℃时水的电导率不大于0.4μs/cm~2.0μs/cm，ph值为6.5~9.0，硬度小于2μmol/l；e)安装在掩蔽的厂房内；f)厂房内相对湿度不超过85%；g）使用地地震烈度及相应的设计加速度见表1。
表1不同地震烈度设计加速度值设计加速度水平方向垂直方向70.2g0.1g地震烈度/度80.25g0.125g90.4g0.2g注：g为使用地点的重力加速度。
3、额定值及参数3.1容量3.1.1允许通过提高功率因数将水轮发电机的有功功率值提高到额定容量（视在功率）。
3.1.2水轮发电机应具有长期、连续进相和滞相运行的性能。
其允许进相和滞相运行的容量和运行范围及带空载线路允许的充电容量由GB/T7894- 2022用户与制造商协商并在专用技术协议中规定。
超前阶段运行：滞后阶段运行：5.2额定功率因素水轮发电机的额定功率因数应为：a)额定容量为100mva及以下者，不低于0.85（滞后）；b）额定容量大于100mva但不大于250mva时，不小于0.875（滞后）；c）额定容量大于250mva但不大于650mva时，不小于0.9（滞后）；d）如果额定容量大于650mva，则不应小于0.925（滞后）。
GB8564水轮发电机组安装技术规范
水轮发电机组安装技术规范(GB 8564-2003)1 范围本标准规定了水轮发电机组及其附属设备的安装、调试和试验的要求。
适用于符合下列条件之一的水轮发电机组的安装及验收：a) 单机容量为15MW及以上；b) 冲击式水轮机，转轮名义直径1.5m及以上；c) 混流式水轮机，转轮名义直径2.0m及以上；d) 轴流式、斜流式、贯流式水轮机，转轮名义直径3.0m及以上。
单机容量小于15MW的水轮发电机组和水轮机转轮的名义直径小于b)、c)、d) 项规定的机组可参照执行。
本标准也适用于可逆式抽水蓄能机组的安装及验收。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB 3323 钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级GB/T 7409.3 同步电机励磁系统大中型同步电机励磁系统基本技术要求GB/T 7894 水轮发电机基本技术条件GB/T 9652.1 水轮机调速器与油压装置技术条件GB/T 9652.2 水轮机调速器与油压装置试验验收规程GB/T 10969 水轮机通流部件技术条件GB/T 11120 L-TSA汽轮机油GB 11345 钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果的分级GB/T 18482 可逆式抽水蓄能机组启动试验规程GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50168 电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB 50171 电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范DL/T 507 水轮发电机组启动试验规程DL/T 679 焊工技术考核规程DL/T 827 灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程JB/T 4709 钢制压力容器焊接规程JB/T 6204 大型高压交流电机定子绝缘耐电压试验规范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 8660 水电机组包装、运输和保管规范3 总则3.1 水轮发电机组的安装应根据设计单位和制造厂已审定的机组安装图及有关技术文件，按本规范要求进行。
水轮发电机基本技术条件
水轮发电机基本技术条件水轮发电机基本技术条件⒈引言本文档旨在提供水轮发电机的基本技术条件，包括设计要求、运行参数和性能指标等内容，以便于正确选择和应用水轮发电机。
⒉设计要求⑴功率范围：水轮发电机的额定功率应在设计要求范围内满足电力需求。
⑵额定转速：水轮发电机的额定转速应与水轮机匹配，以保证效率和性能。
同时应考虑传动装置和发电机的相互配合。
⑶适用水轮机类型：水轮发电机应与水轮机的类型相匹配，例如斜流式、混流式、轴流式等，以保证最佳的发电效果。
⑷耐久性：水轮发电机应具备良好的耐久性，能够在长期运行中保持稳定性和可靠性。
⑸安装要求：水轮发电机的安装要符合相关的标准和规范，确保安全可靠。
⒊运行参数⑴额定电压：水轮发电机的额定电压应与电力系统要求相符合。
⑵额定电流：水轮发电机的额定电流应满足电力系统的需求，不超过正常工作范围。
⑶额定频率：水轮发电机的额定频率应与电力系统的频率相匹配，通常为50Hz或60Hz。
⑷功率因数：水轮发电机的功率因数应在设计要求范围内，以确保良好的功率因数调节性能。
⒋性能指标⑴效率：水轮发电机的效率应在额定工况下达到设计要求，以保证能量的高效转换。
⑵功率密度：水轮发电机的功率密度应满足设计要求，兼顾功率和体积之间的平衡。
⑶调压范围：水轮发电机的调压范围应符合电力系统的要求，以确保电压的稳定性。
⑷动态响应：水轮发电机的动态响应应满足电力系统的需求，能够快速调整输出功率。
附件：本文档所涉及的附件详见附件1.法律名词及注释：⒈电力系统：指由发电厂、输电网和配电网组成的电力供应系统。
⒉斜流式水轮机：水流与转轮轴的轴线呈角度，水从上游斜方向进入和通过转轮。
⒊混流式水轮机：水从上游径向进入转轮和叶片，并在转轮上径向和轴向进一步流动。
⒋轴流式水轮机：水沿轴线进入和通过转轮。
立式水轮发电机的检修技术规范
立式水轮发电机的检修技术规范1. 引言立式水轮发电机作为一种重要的水力发电设备，其性能的稳定和高效运行对发电厂的正常运营至关重要。
为了确保立式水轮发电机的安全可靠运行，检修技术规范扮演着至关重要的角色。
本文将深入探讨立式水轮发电机的检修技术规范，包括检查项目、检查步骤和一些常见的故障处理方法，以帮助保持立式水轮发电机的高效运行。
2. 检查项目在进行立式水轮发电机的检修时，以下是一些关键的检查项目：2.1 装配检查：对立式水轮发电机的各个组件进行检查，包括转子、定子、轴承、密封装置等，确保装配质量达到要求。
2.2 润滑检查：检查润滑系统，确保润滑油质量和油位正常，润滑系统无泄漏和堵塞。
2.3 冷却系统检查：检查冷却系统，包括冷却水质量、冷却水流量和冷却塔等，确保冷却系统正常工作。
2.4 电气系统检查：检查发电机的电气系统，包括绝缘检查、接线端子检查和接地系统检查，确保电气系统安全可靠。
2.5 调速系统检查：检查发电机的调速系统，包括调速器、阀门和液压系统，确保发电机的调速性能符合要求。
3. 检查步骤在进行立式水轮发电机的检修时，按照以下步骤进行：3.1 准备工作：组织所需人员、准备必要的工具和设备，确保检修工作的顺利进行。
3.2 停机和放空：将立式水轮发电机停机，并放空其中的水和蒸汽，确保安全检修。
3.3 拆卸检查：逐步拆卸立式水轮发电机的各个组件，进行仔细检查，发现问题时及时记录和处理。
3.4 清洁和检修：对拆卸下来的组件进行清洁和检修，包括除锈、修复和更换损坏的部件。
3.5 装配和调试：将清洁和检修完成的组件装配回立式水轮发电机，进行相应的调试工作，确保各个系统正常工作。
3.6 试运行和检验：对经过检修的立式水轮发电机进行试运行和检验，确保其性能恢复正常，并符合运行要求。
4. 常见故障处理方法在检修立式水轮发电机时，可能会遇到一些常见的故障，以下是一些常见故障的处理方法：4.1 轴承故障：如果轴承存在异常声音或温度过高等问题，需要进行轴承的更换或维修。
水轮发电机组安装与调试安全技术要求(三篇)
水轮发电机组安装与调试安全技术要求1.机组安装现场应设足够的固定和移动式照明，埋件安装、基坑、廊道和蜗壳内作业应采用低压照明，并备有应急灯。
2.机组安装现场对预留进人孔、排水孔、吊物孔、放空阀等孔洞应架防护栏或盖板封闭。
3.尾水管、肘管、座环、基坑里衬安装时，基坑内应搭设脚手架和安全工作钢平台，平台基础应稳固，并满足承载力要求。
4.蜗壳安装高度超过2m时，内外均需搭设脚手架和安全作业平台，并需铺设安全通道和护栏。
5.水轮机室、蜗壳内等密闭场所进行焊接和打磨作业时应配备通风、除尘设施。
6.尾水管、蜗壳内和水轮机过流面进行环氧砂浆作业时，应有相应的防火、防毒设施并设置安全围栏和警示标志。
7.在专用临时棚内焊接转轮、定子干燥和转子磁极干燥时，周围应设安全防护栏和防静电、防磁等警告标志，并配有专门的消防设施。
8.发电机下部风洞盖板、机架及风闸基础埋设时，应搭设与水轮机室隔离封闭的钢平台，其承载力必须满足安全作业要求。
9.机组零部件用脱漆剂清扫去锈时，作业人员应佩戴防毒口罩和皮手套，进入转轮体内或轴孔内清扫时，应设置通风设施，清扫去锈施工现场还应设临时围栏和消防设施。
10.在基坑内进行定子组装、铁芯叠装和定子下线作业时，应搭设牢固的脚手架、安全工作平台和爬梯。
临空面必须设防护栏并悬挂安全网，定子上端与发电机层应设安全通道和护栏。
11.转子铁片堆积时，铁片堆放应整齐、稳固并留有安全通道，转子外围应搭设宽度不小于1.2m的安全工作平台，转子支架上平面之间必须铺满木板或钢板，并设置上下转子的钢梯或木梯。
12.定子线棒环氧浇灌、定子、转子喷漆以及机组内部喷（刷）漆时，应配备消防、通风、防毒设施，周围应设围栏和警告标志。
13.与安装机组相邻的待安装机组周围必须设安全防护栏杆，并悬挂警告标志。
14.运行机组与安装机组之间应采用围栏隔离，并悬挂警告标志。
（二）电气设备安装安全技术要求变压器安装应符合以下规定：1.设置保护网门和安全防护栏。
水轮发电机运行规程
第一章设备基本参数第一节水轮机基本参数第二节发电机基本参数第三节温度限额第四节冷却水第五节顶转子时间规定第六节顶转子要求第七节转速限额第二章总则第1条水轮发电机组是全厂最重要的机电设备，为确保机组的安全经济运行和人身安全，运行和有关人员必须严格遵守本规程。
发现有人违反本规程，运行人员有权加以制止。
第2条机组开机、停机、蝶阀开启与关闭操作，必须经值长许可。
第3条蜗壳充水前，机组必须处于下列状态：1、蜗壳、尾水管进人孔关闭；2、蜗壳排水阀关闭；3、调速系统正常、油压正常；4、导叶全关、接力器锁锭投入。
第4条事故停机后，必须查明事故原因，消除故障，并手动复归事故停机回路，否则不允许开机，必须开机应经生产厂长批准。
第5条机组主要保护和自动装置必须投入，整定值不得任意变动，必须解除或变更定值时，须经生产厂长批准。
第6条调速器接力器排油或关闭调速器总供油阀1136的时间超过4小时，恢复前需做接力器全行程试验，试验应严格按典型操作票进行。
第7条机组因故发生低转速加闸或惰性停机，开机前需顶转子一次。
第8条在机组操作或试验过程中，如发生异常情况，应立即停止操作或试验，并及时向值长汇报。
第9条机组转动部分或蜗壳、尾水管内有人工作，应做好防蝶阀开启及导叶动作的防转动安全措施。
第10条操作、巡回检查、定期工作、事故处理等工作完毕后必须向发令人汇报。
第11条油、水、气系统检修后，应做相应的充油、充水、充气试验，检查油、水、气系统完好。
第12条机组发生严重冲击或全甩负荷等异常工况时，应检查发电机有无异常，并测量一次水导摆度。
第13条水轮机一般应调整到最佳工作状况运行，避免在振动区运行，以免发生严重汽蚀和振动。
第14条当机组发生高转速加闸停机后，应对风闸、制动块进行全面检查。
第15条机组不允许在额定转速50%以下长时间运行。
第16条调速器遇下列情况之一者应切“手动控制”运行：1、自动控制回路发生故障时；2、测频电压互感器及回路发生故障时；3、试验工作需要时。
水轮发电机运行规程
第一章设备基本参数第一节水轮机基本参数第二节发电机基本参数第三节温度限额第四节冷却水第五节顶转子时间规定第六节顶转子要求第七节转速限额第二章总则第1条水轮发电机组是全厂最重要的机电设备，为确保机组的全安经济运行和人身安全，运行和有关人员必须严格遵守本规程。
发现有人违反本规程，运行人员有权加以制止。
第2条机组开机、停机、蝶阀开启与关闭操作，必须经值长许可第3条蜗壳充水前，机组必须处于下列状态：1、蜗壳、尾水管进人孔关闭；2、蜗壳排水阀关闭；3、调速系统正常、油压正常；4、导叶全关、接力器锁锭投入。
第4 条事故停机后，必须查明事故原因，消除故障，并手动复归事故停机回路，否则不允许开机，必须开机应经生产厂长批准。
第5条机组主要保护和自动装置必须投入，整定值不得任意变动，必须解除或变更定值时，须经生产厂长批准。
第6 条调速器接力器排油或关闭调速器总供阀油1136的时间超过4 小时，恢复前需做接力器全行程试验，试验应严格按典型操作票进行。
第7 条机组因故发生低转速加闸或惰性停机，开机前需顶转子一次。
第8 条在机组操作或试验过程中，如发生异常情况，应立即停止操作或试验，并及时向值长汇报。
第9 条机组转动部分或蜗壳、尾水管内有人工作，应做好防蝶阀开启及导叶动作的防转动安全措施。
第10 条须操作、巡回检查、定期工作、事故处理等工作完毕后必向发令人汇报。
第11 条油、水、气系统检修后，应做相应的充油、充水、充气试验，检查油、水、气系统完好。
第12 条机组发生严重冲击或全甩负荷等异常工况时，应检查发电机有无异常，并测量一次水导摆度。
第13条水轮机一般应调整到最佳工作状况运行，避免在振动区运行，以免发生严重汽蚀和振动。
条当机组发生高转速加闸停机后，应对风闸、制动块进第14行全面检查。
第15条机组不允许在额定转速50%以下长时间运行。
第16 条调速器遇下列情况之一者应切“手动控制”运行：1、自动控制回路发生故障时；2、测频电压互感器及回路发生故障时；3、试验工作需要时第17 条设备经过检修后，值班人员应进行全面检查，并会同检修人员进行必要的启动操作试验，同时要求检修人员要作书面记录，口头交待。
水轮发电机基本技术条件
1.适用范围本标准适用于与水轮发电机直接连接、额定容量为25MVA及以上的三相50Hz凸极同步发电机（一下简称水轮机发电机）。
额定容量小于25MVA或频率为60Hz的出口水轮发电机可参照执行。
2.使用环境条件A)海拔高度不超过1000m（以黄海高程为准）；B)冷却空气温度不超过40 ℃；C)空气冷却器、油冷却器和水直接冷却定子绕组的热交换器进水温度不高于28 ℃，不低于5 ℃；D)水直接冷却定子绕组的进水温度为30v℃~40℃，25 ℃时水的电导率不大于0.4 μS/cm~2.0μS/cm，pH值为6.5~9.0，硬度小于2μmol/L；E)安装在掩蔽的厂房内；F)厂房内相对湿度不超过85%；G)使用地点地震烈度与对应的设计加速度见表1。
表 1 不同地震烈度设计加速度值设计加速度地震烈度/度7 8 9水平方向0.2g 0.25g 0.4g垂直方向0.1g 0.125g 0.2g注：g为使用地点的重力加速度。
3、额定值及参数3.1容量3.1.1 允许用提高功率因素的方法吧水轮发电机的有功功率值提高到额定容量（视在功率）值。
3.1.2 水轮发电机应具有长期、连续进相和滞相运行的性能。
其允许进相和滞相运行的容量和运行范围及带空载线路允许的充电容量由用户与制造商协商并在专用技术协议中规定。
进相运行：滞相运行：5.2 额定功率因素水轮发电机的额定功率因素宜为：a)额定容量为100MVA及以下者，不低于0.85（滞后）；b)额定容量大于100MVA但不超过250MVA者，不低于0.875（滞后）；c)额定容量大于250MVA但不超过650MVA者，不低于0.9（滞后）；d)额定容量大于650MVA者，不低于0.925（滞后)。
水轮发电机运行规程
水轮发电机运行规程1. 引言水轮发电机是一种利用水能转化为机械能，再通过发电机将机械能转化为电能的设备。
为了确保水轮发电机的安全运行和有效发电，制定本规程以规范水轮发电机的运行。
2. 基本要求2.1. 水轮发电机的运行应遵循安全第一的原则，严格按照操作规程进行。
2.2. 水轮发电机的运行人员必须熟悉设备的使用、检修和维护知识。
2.3. 水轮发电机的运行必须符合国家相关法律法规和安全标准。
3. 运行流程3.1. 运行前准备在启动水轮发电机之前，必须进行以下准备工作：3.1.1. 检查发电机的各项设备是否正常运行，是否存在故障。
3.1.2. 检查供水管道和进水口的畅通情况。
3.1.3. 检查电网接入情况，确保电网的稳定性和可靠性。
3.2. 发电机启动3.2.1. 启动发电机前，必须确保运行人员的安全并佩戴必要的防护设备。
3.2.2. 按照操作规程启动发电机，并逐步增加负荷。
3.2.3. 监测发电机运行状况，确保其在正常工作状态下。
3.3. 发电机停止3.3.1. 在发电机运行过程中，若发现异常情况，必须立即停机检修。
3.3.2. 在正常停机前，必须逐步减少负荷，避免突然断电引起的损坏。
3.3.3. 停机后，及时排除故障，确保设备的正常工作。
4. 安全管理4.1. 运行人员必须熟悉水轮发电机的安全操作规程，并按规程执行。
4.2. 在运行过程中，严禁擅自操作、改变设备参数或维修设备。
4.3. 必须定期对发电机进行检查和维护，并记录相应的运行数据。
4.4. 对设备故障和事故必须及时上报，并采取相应的应急措施。
5. 技术要求5.1. 水轮发电机的运行必须符合相关技术标准和规范。
5.2. 发电机的转速、功率和电压等参数必须在规定范围内。
5.3. 必须定期检查水轮发电机的轴承、密封件、机械传动等部分的磨损情况，并及时更换。
5.4. 发电机的水流量和水头必须按照设计要求进行调整和控制。
6. 总结水轮发电机的运行规程是确保设备安全运行和有效发电的重要保证。
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水轮发电机技术规X1. X围本规X适用于符合下列条件之一的水轮发电机组的安装及验收：a. 单机容量为15MW及以上；b. 其水轮机为混流式、冲击式时，转轮名义直径2.0m及以上。
c. 其水轮机为轴流式、斜流式、贯流式时，转轮名义直径3.0m及以上。
单机容量小于15MW的水轮发电机组和水轮机转轮的名义尺寸小于b、c项尺寸的机组可参照执行。
2. 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
以使用下列标准的最新版本为准。
GB/T10969-1996 水轮机通流部件技术条件GB3323-87 钢熔化焊对接接头射线照相及质量分级GB11345-89 钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果的分级GB/T9652.1-1997 水轮机调速器与油压装置技术条件GB/T9652.2-1997 水轮机调速器与油压装置试验验收规程GB11120-89 L-TSA汽轮机油GB/T7894- 水轮发电机基本技术条件GB50150-91 电气装置安装工程施工及验收规XGB311.2~6-83 高电压试验技术IEC-308-1970 水轮机调速系统试验的国际规XIEC-61362-1998 水轮机控制系统规X导则/T4709-92 钢制压力容器焊接规程8439-1996 高压电机使用于高海拔地区的防电晕技术要求/T8660-1997 水电机组包装、运输和保管规XDL5017-93 压力钢管制造安装及验收规XDL507-93 水轮发电机组起动试验规程DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程DL5011-92 电力建设施工及验收技术规X汽轮机机组篇SD287-88 水轮发电机定子现场装配工艺导则3. 总则3.0.1 机组的安装应根据设计单位和制造厂已审定的机组安装图及有关技术文件，按本规X 要求进行。
但制造厂因改进设计而有特殊要求的，应按制造厂有关技术文件的要求进行。
凡本规X和制造厂技术文件均未涉及者，应由施工单位申报监理工程师，并通过监理工程师会同制造厂及有关单位拟定补充规定，报业主审批后执行，重大问题报主管部门备案。
当制造厂的技术要求与本规X有矛盾时，施工单位应通过监理工程师与制造厂协商解决。
3.0.2 水轮发电机组及其辅助设备的安装工程，除应执行本规X外，还应遵守国家及有关部门颁发的现行安全技术、劳动保护、环境保护、防火等规程的有关要求。
3.0.3 水轮发电机组设备，应符合国家现行的技术标准和订货合同规定。
设备到达接受地点后，施工单位应参与设备开箱、清点，检查设备供货清单及随机装箱单，并按"水轮发电机组包装、运输、保管条件"执行。
施工单位还应检查以下文件，以作为施工及质量验收的重要依据：a.设备的安装、运行及维护说明书和技术文件；b. 全部随机图纸资料(包括设备装配图和零部件结构图)。
c. 设备出厂证明，检验、试验记录及重大缺陷记录；d. 主要零部件材料的材质性能证明；3.0.4 机组安装前应认真阅读并熟悉制造厂的设计图纸、出厂检验记录和有关技术文件，并做出符合施工实际的、合理的施工组织设计，经监理工程师批准后执行。
3.0.5 机组安装前，应熟悉与安装有关的土建设计图纸，并参与对交付安装的土建部位进行验收。
对有缺陷的部位应要求限时处理。
3.0.6 水轮发电机组安装所用的全部材料，应符合设计要求。
对主要材料，必须有检验或出厂合格证明书。
3.0.7 安装场地应统一规划。
并应符合下列要求：a. 要采取措施使安装场地能防风、防雨、防尘。
机组安装一般应在本机组段和相邻的机组段封顶完成后进行。
b. 受温度影响的设备和部件，其安装场地的温度，不宜低于5︒C；对湿度有要求的设备，其安装场地的空气相对湿度一般不高于80％；对环境有较高要求的设备安装宜采用封闭的方式施工。
c. 施工现场应有足够的照明。
d. 施工现场必须具有符合要求的施工安全设施。
放置易爆、易燃物品的场所，应符合安全规定。
e. 应注意文明生产，安装设备、工器具和施工材料应堆放整齐，场地保持清洁，通道应畅通，并做到工完料净场清。
3.0.8 水轮发电机组安装完成后，应按本规X的要求进行起动试运行，检验机组制造、安装和设计质量。
试运行合格后，向运行单位进行该发电单元的初步交接验收，并按附录 A.2的要求，移交有关资料。
4. 一般规定4.0.1 设备在安装前应进行全面清扫、检查，对重要部件的主要尺寸及配合公差(包括轮毂、推力头、上下固定止漏环等在工地嵌入的部件以及联轴法兰的止口、键槽与键等部件的配合公差)应进行校核。
如发现设备有损坏或质量缺陷，应及时报告监理工程师，并通过监理工程师和业主，联系制造厂研究处理。
设备检查和缺陷处理应有记录和签证。
具有制造厂保证的整装到货设备可不分解。
4.0.2 设备基础垫板的埋设，其高程偏差一般不超过0~-5mm，中心和分布位置偏差一般不大于10mm，水平偏差一般不大于1mm/m。
4.0.3 埋设部件安装后应加固牢靠。
基础螺栓、千斤顶、拉紧器、楔子板、基础板等均应点焊固定。
埋设部件与混凝土结合面，应无油污和严重锈蚀。
4.0.4 地脚螺栓的安装，应符号下列要求：a. 检查地脚螺栓孔必须清扫干净。
螺孔中心线与基础中心线偏差不大于10mm；高程和螺栓孔深度符合设计要求；螺栓孔壁的垂直度偏差不大于L/200 (L为地脚螺栓的长度)，且小于10mm。
b. 二期混凝土直埋式和套管埋入式地脚螺栓的中心、标高应符合设计要求，其中心偏差不大于2mm，标高偏差不大于+3~0mm，垂直度偏差应小于L/450。
c. 地脚螺栓采用预埋钢筋，然后在其上焊接螺杆时，应符合以下要求：1) 预埋钢筋的材质应与地脚螺栓的材质一致；2) 预埋钢筋的直径应≥螺栓直径，且预埋钢筋应垂直；3) 螺栓与预埋钢筋采用双面焊接，其焊接长度不应小于5倍地脚螺栓的直径；采用单面焊接时，其焊接长度不应小于10倍地脚螺栓的直径。
4.0.5 楔子板应成对使用，搭接长度在2/3以上。
安装后应用0.05mm塞尺检查接触情况，每侧应有70％以上通不过。
4.0.6 设备安装应在基础混凝土强度达到设计值的70％后进行。
基础板二期混凝土应浇筑密实，一般宜使用微膨胀水泥。
4.0.7 设备组合面应光洁无毛刺。
合缝间隙用0.05mm塞尺检查，不能通过；允许有局部间隙，用0.10mm塞尺检查，深度不应超过组合面宽度的1/3，总长不应超过周长的20％；组合螺栓及销钉周围不应有间隙。
组合缝处安装面错牙一般不超过0.10mm。
4.0.8 部件的装配应注意配合记号。
多台机组在安装时，每台机组应用标有同一系列的部件进行装配。
同类部件或测点在安装记录里的顺序编号，对固定部件，应从+Y开始，顺时针编号；对转动部件，应从转子1号磁极的位置开始，除轴上盘车测点为反时针顺序外，其余均顺时针编号；6应注意制造厂的编号规定是否与上述一致。
4.0.9 连接螺栓的紧度应符合制造厂要求，制造厂无明确要求时，拧紧力应不超过屈服强度的2/3。
细牙连接螺栓安装时应涂润滑剂；连接螺栓应分次均匀紧固；有预紧力要求的螺栓应测量紧度，与设计值的偏差不应超过±10％。
采用热紧的螺栓，紧固后应在室温时抽查20％左右。
螺栓、螺母、销钉均应按设计要求锁定或点焊牢固。
各部件安装定位后，应按设计要求钻铰销钉孔。
4.0.10 机组的一般性测量应符合下列要求：a. 机组安装用的X、Y基准线标点及高程点，测量误差不应超过±1mm。
b. 各部高差的测量误差不应超过±0.5mm。
c. 水平测量误差不应超过0.02mm/m。
d. 中心测量所使用的钢琴线直径一般为0.3~0.4mm，其拉应力应不小于1200MPa。
e. 无论用何种方法测量机组中心、圆度或同心度，测量误差一般不应大于0.05mm。
f. 大尺寸测量时应注意温度变化对测量精度的影响，应根据温度的变化对测量数值进行修正，有条件时，宜在恒温环境下测量。
避免在阳光直晒的工件上测量。
4.0.11 现场制造的承压设备及连接件进行强度耐压试验时，内压水压试验压力为1.5倍额定工作压力，但最低压力不得小于0.4MPa，保持10min，无渗漏及裂纹等异常现象。
设备及其连接件进行严密性耐压试验时，试验压力为1.25倍实用额定工作压力，保持30min，无渗漏现象。
单个冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验，设计无规定时，试验压力一般为工作压力的两倍，但不低于0.4Mpa，保持60min，无渗漏现象。
4.0.12 设备容器进行煤油渗漏试验时，至少保持4h，应无渗漏现象，容器作完渗漏试验后一般不宜再拆除。
4.0.13 单根键应与键槽配合检查，其公差应符合设计要求。
成对键应配对检查，平行度应符合设计要求。
4.0.14 参加机组及其附属设备各部件焊接的焊工应进行定期培训，考试合格后持证上岗。
4.0.15 所有焊接焊缝的长度和高度应符合图纸要求，焊缝不得有裂纹，焊缝表面的外观质量，应根据焊缝的重要程度确定。
重要焊缝在焊接前，以可靠的钢材焊接性试验为依据，对焊接进行工艺评定，并制定焊接工艺程序。
焊接后，除应进行外观检查外，还要进行无损探伤检查。
4.0.16 转子吊入机坑后，在转动部件上进行电焊作业时，应把电焊机地线直接联接到需焊接的零件上。
并采取安全保护措施，以保证电焊的焊渣不溅入轴承。
4.0.17 水轮发电机组各部件，均应按要求涂漆防护。
其颜色应按设计要求或参照附录A.3。
若与厂房装饰不相称时，除管道涂色外，可作适当变动。
涂漆应均匀、无起泡、皱纹等现象。
一些有特殊要求的部件，均应按下列要求涂漆：a. 发电机定子、转子等的线圈和引线，应按设计要求喷涂绝缘漆。
b. 机组各部位的油槽，油罐内壁，应涂耐油漆。
c. 发电机、调速器暴露在主厂房地面以上部分的外表面，应腻平喷漆。
5 立式反击式水轮机安装5.1 埋入部件安装5.1.1 尾水管里衬安装，允许偏差应符合表5-1的要求。
表5-1 尾水管里衬安装允许标准 (mm)5.1.2 转轮室、基础环、座环安装的允许偏差应符合表5-2要求。
设计有特殊要求时应符合设计要求。
表5-2 转轮室、基础环、座环安装允许偏差 (mm)5.1.3 分瓣转轮室、基础环、座环组合面应涂密封胶，组合缝间隙应符合4.0.7条的要求。
为防止漏水，过水面组合面可封焊，焊缝表面应打磨光滑。
5.1.4 支柱式座环的上环和固定导叶安装时，座环与基础环的方位偏差方向应一致。
为保证导叶端部间隙符合设计要求，应严格控制基础环顶面至座环安装面高度尺寸，考虑混凝土浇筑引起座环的变形、测量工具的误差、以及推力支架位于顶盖上时在运行中顶盖的变形引起导叶端面间隙的减小值。
为减小座环在混凝土浇筑过程中的变形，座环应有可靠的加固措施。
5.1.5 尾水管里衬与基础环(或转轮室)间的凑合节焊接时，应有防止座环(或转轮室)变形的措施。