竖井贯流式水轮发电机组基本技术条件

竖井贯流式水轮发电机组基本技术条件供货范围，技术文件和图纸资料，工厂检验和试验，铭牌、包装、运输及保管，安装、验收、运行、维护及验收试验，试运行及质量保证期的基本要求。本文件适用于机组额定功率不大于5000kW，且转轮公称直径不大于4.5m的三相50Hz同步竖井贯流式水轮发电机组。60Hz频率的出口机组可参照执行。如有特殊要求，可在专用技术协议中规定。2规范性引用文件仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T191包装储运图形符号标志GB/T755旋转电机定额与性能GB/T1029三相同步电机试验方法GB/T2900.25电工术语旋转电机GB/T2900.45电工术语水电站水力机械设备GB/T3323.1焊缝无损检测射线检测第1部分：X和伽玛射线的胶片技术GB/T4942旋转电机整体结构的防护等级（IP代码）分级GB/T7233.2铸钢件超声检测第2部分：高承压铸钢件GB/T7894水轮发电机基本技术要求GB/T8564水轮发电机组安装技术规范GB/T9239.11机械振动转子平衡第11部分：刚性转子的平衡方法和允差GB/T9797金属及其他无机覆盖层镍、镍+铬、铜+镍和铜+镍+铬电镀层GB/T10069.1旋转电机噪声测定方法及限值第1部分：旋转电机噪声测定方法GB/T11345焊缝无损检测超声检测技术、检测等级和评定GB/T11348.5旋转机械转轴径向振动的测量和评定第5部分：水力发电厂和泵站机组GB/T11805水轮发电机组自动化元件（装置）及其系统基本技术条件GB/T15468水轮机基本技术条件GB/T15469.1水轮机、蓄能泵和水泵水轮机空蚀评定第1部分：反击式水轮机的空蚀评定GB/T22715旋转交流电机定子成型线圈耐冲击电压水平GB/T25442旋转电机（牵引电机除外）确定损耗和效率的试验方法GB/T27989小型水轮发电机基本技术条件GB/T28546大中型水电机组包装、运输和保管规范GB/T28570水轮发电机组状态在线监测系统技术导则GB/T29403反击式水轮机泥沙磨损技术导则GB/T32584水力发电厂和蓄能泵站机组机械振动的评定GB51247水工建筑物抗震设计标准DL/T710水轮机运行规程DL/T751水轮发电机运行规程DL/T827灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程DL/T1197水轮发电机组状态在线监测系统技术条件DL/T5038灯泡贯流式水轮发电机组安装工艺规程JB/T1270水轮机、水轮发电机大轴锻件技术条件JB/T6204高压交流电机定子线圈及绕组绝缘耐电压试验规范JB/T8439使用于高海拔地区的高压交流电机防电晕技术要求NB/T10878水力发电厂机电设计规范NB/T42078小型水轮机通流部件技术条件NB/T42094小水电机组电气试验规程NB/T42096小型水轮发电机产品质量控制规范NB/T42098小型水轮机产品质量控制规范NB/T42126小水电机组通用技术条件NB/T47013.2承压设备无损检测第2部分：射线检测NB/T47013.3承压设备无损检测第3部分：超声检测NB/T47013.4承压设备无损检测第4部分：磁粉检测NB/T47013.5承压设备无损检测第5部分：渗透检测NB/T47013.10承压设备无损检测第10部分：衍射时差法超声检测CCH70-4水力机械铸钢件检验规范3术语和定义用于本文件。4使用环境和条件机组在下列使用环境和条件下应能连续额定运行：a）厂房位置海拔高程不超过1000m；b）厂房内空气温度不超过40℃;c）厂房内空气相对湿度不超过85%;d）空气冷却器和油冷却器的进水温度不高于28℃,不低于5℃;e）安装在掩蔽的厂房内；f）厂房抗震设计符合GB51247的规定，机组抗震设计应满足表1所规定的地震基本烈度和设计地震动峰值加速度的要求，若工程区的地震基本烈度和设计地震动峰值加速度超出表1的规定值，则应在专用技术协议中说明。表1地震基本烈度和设计地震动峰值加速度设计地震动峰值加速度地震基本烈度ⅦⅧ水平向设计地震动峰值加速度0.2g0.25g竖向设计地震动峰值加速度0.1g0.125g0.2g注：g为工程区位置的重力加速度。对与上述要求不同的运行环境，现场运行条件需由供需双方协商确定。5技术要求5.1水轮机5.1.1水轮机一般要求5.1.1.1水轮机的选型应根据水电站参数、运行特点及要求，优选水轮机的型式和主要参数，保证水轮机在各种工况下的安全、可靠、稳定、高效运行。5.1.1.2宜开展水轮机进水流道和尾水流道的CFD优化分析，进水流道尺寸和型线应综合考虑收缩段的过流面积和流态，与管形座内、外壳体的平顺过渡，竖井内设备布置和运行维护通道，竖井壁厚度等要求。必要时，可进行水轮机模型试验。5.1.1.3原型水轮机效率按GB/T15468附录A中的公式进行修正，并应考虑水轮机流道对效率的影响。5.1.1.4水轮机设计应考虑水电站厂房布置、运输条件、吊装、安装、运行维护等方面的要求，以及与水轮发电机、增速器、调速系统、厂房起重设备的技术接口关系。5.1.1.5水轮机的设计和制造应满足下列水电站参数的要求：——校核洪水位，单位为米（m）；□□设计洪水位，单位为米（m）；□□正常蓄水位，单位为米（m）；□□死水位，单位为米（m）；□□校核洪水尾水位，单位为米（m）；□□设计洪水尾水位，单位为米（m）；□□设计尾水位，单位为米（m）；□□最低尾水位，单位为米（m）；□□尾水位与流量关系曲线；□□最大毛水头，单位为米（m）；□□额定水头，单位为米（m□□加权平均水头，单位为米（m）；□□水电站单机功率和台数，功率单位为千瓦（kW□□过机水质（包括含沙量、粒径级配、矿物成分、pH值、水温等□□气象条件（多年平均气温、极端最高气温、极端最低气温、多年平均相对湿度等□□设防地震基本烈度下的地震动峰值加速度；□□运行特点及要求（如年平均启停次数等）；□□引水系统参数。5.1.1.6水轮机设计应给出其型式、型号、布置方式和以下基本参数：□□最大水头，单位为米（m□□最小水头，单位为米（m□□额定水头，单位为米（m□□设计水头，单位为米（m□□转轮公称直径D1，单位为米（m□□额定功率，单位为千瓦（kW□□最优工况功率，单位为千瓦（kW□□最大功率（若有单位为千瓦（kW□□最优效率;□□导叶转角，单位为度(°);□□转轮叶片转角范围，单位为度(°);□□初生空化系数(σi□□临界空化系数(σc□□电站空化系数(σp□□最大正向水推力，单位为千牛（kN□□最大反向水推力，单位为千牛（kN5.1.1.7水轮机设计应给出下列技术资料：□□模型水轮机综合特性曲线；□□模型水轮机飞逸特性曲线；□□原型水轮机运转特性曲线；□□导叶开度与接力器行程关系曲线；□□导叶与转轮叶片协联关系曲线；□□油气水管路布置图；□□水轮机基础和基础荷载图；□□过渡过程计算报告；□□水轮机主要部件的刚强度和疲劳强度分析报告；□□油气水用量、压力及冷却润滑用水进水温度、水质要求；□□水轮机各大件的运输、起重限制尺寸和质量；□□设备电压等级和用电负荷；□□水轮机叶片通过频率、导叶通过频率；□□水轮机主轴模态频率、各部件分体固有频率和整体固有频率（必要时□□与调速系统的接口参数（导叶和转轮叶片接力器的容积和行程、油牌号、油压等级等□□其它相关的技术资料。5.1.2水轮机性能保证5.1.2.1功率保证应保证水轮机在额定水头下的额定功率以及在最大水头、加权平均水头、最小水头和其他特定水头下的功率。5.1.2.2效率保证应保证运行水头范围内水轮机的最高效率、加权平均效率或其他特定工况点的效率。5.1.2.3空化、空蚀和磨蚀保证在一般水质条件下的空蚀损坏保证应符合GB/T15469.1的规定。需方应保留保证期内的运行记录，运行记录中至少应有水头、功率、运行时间和相应尾水位的数据。当水中含沙量较大时，应对水轮机的磨蚀损坏做出保证，磨损保证值应符合GB/T29403的规定。5.1.2.4水轮机稳定运行范围a）在最大水头和最小水头范围内，转桨式水轮机稳定运行的功率范围为相应水头下最大功率的35100定桨式水轮机稳定运行的功率范围为相应水头下最大功率的75100％。实际稳定运行范围可根据现场实测稳定性情况进行适当调整。b）原型水轮机在所规定的水轮机稳定运行功率范围内，在电站空化系数下测取尾水管压力脉动混频峰-峰值，在最大水头与最小水头之比小于1.6时，其保证值宜不大于相应运行水头的311原型水轮机尾水管进口下游0.35D1位置的压力脉动峰-峰值宜不大于3m水柱。5.1.2.5振动保证a）在正常工况和过渡工况下，水轮机各部件不应产生共振和有害变形。在保证的稳定运行范围内，轴承座的径向振动值，应不大于表2的规定值。测量方法符合GB/T32584的规定。表2振动允许值项目振动允许值（峰－峰值）额定转速（nr）100＜nr≤375轴承座的径向振动120b）在保证的稳定运行范围内正常运行时，主轴相对振动（摆度）应不大于附录A中所规定的B区上c）在空载工况下，主轴相对振动（摆度）应不大于轴承冷态间隙的70％。5.1.2.6噪声在稳定运行范围内正常运行时，水轮机转轮室周围1m内所测得的噪声不应大于90dB（A），噪声测定方法符合GB/T10069.1的规定。5.1.2.7调节保证在任何工况机组甩全负荷或部分负荷时，活动导叶前压力升高值、尾水管进口最小压力值和机组转速上升率应符合NB/T10878的规定。5.1.2.8轴承温度保证水轮机在各种工况运行时，其组合轴承和水导轴承巴氏合金瓦的最高温度采用埋置检温计法测量不应超过75℃,油的最高温度不应超过65℃。5.1.2.9导叶漏水量在额定水头下，新导叶在全关时漏水量应不大于水轮机额定流量的0.4％。5.1.2.10水推力应对在正常工况和过渡工况下的最大正向水推力和最大反向水推力做出保证。5.1.2.11最高飞逸转速转桨式机组应按水轮机导叶与转轮叶片协联和非协联条件下，在运行水头范围内所产生的最高飞逸转速分别保证。定桨式机组应取最大水头和允许的最大导叶开度下产生的飞逸转速。5.1.2.12临界转速水轮机轴系的第一阶临界转速应不小于最高飞逸转速的120%。5.1.2.13转轮裂纹保证在转轮设计、制造过程中应采取防止裂纹的措施，保证产品质量。水轮机在稳定运行范围内运行，在合同规定的保证期内转轮不产生裂纹。5.1.2.14可靠性指标在一般水质条件下，新投运的水轮机应具有以下可靠性指标：a）水轮机大修间隔期不少于5年；b）水轮机使用寿命不少于40年。5.2水轮发电机5.2.1水轮发电机一般要求5.2.1.1水轮发电机额定功率因数宜不低于0.80（滞后）。实际运行时，有功功率值可采用提高功率因数的方法提高至额定容量（视在功率）值。5.2.1.2水轮发电机输出的有功功率应与水轮机额定功率、最大功率（若有）以及机组运行要求相匹配，并考虑增速器的传动效率。5.2.1.3水轮发电机应具有在额定电压、额定功率下按功率因数为0.95（超前）长期、连续进相运行的能力。进相运行深度超过0.95（超前），需在专用技术协议中规定。5.2.1.4水轮发电机不作调相运行。5.2.1.5水轮发电机的额定电压应根据额定容量、额定转速及配电设备等因素进行技术经济比较后确定。水轮发电机额定电压宜选用下列电压等级：400V、6300V、10500V。5.2.1.6通过增速器增速的水轮发电机额定转速应综合水轮机额定转速、增速器传动比、运行噪音以及竖井内设备布置条件等因素确定，电网频率为50Hz时，应优先选用以下同步转速：750r/min、600r/min、500r/min。水轮机与水轮发电机直联的机组，其额定转速应结合水轮机优化选型，从同步转速系列中选取。5.2.1.7水轮发电机转动惯量J应满足水轮机调节保证的要求。5.2.1.8水轮发电机应采用自动准同步方式与系统并列。当调速系统正常工作时，允许水轮发电机在甩负荷后，不经任何检查并入系统。5.2.1.9定子绕组主引出线的引出位置由需方与供方商定，中性点引出线经电流互感器后合并成一根引线，引至中性点接地装置接地。具体的引出方式、结构型式和技术要求应在专用技术协议中规定。5.2.1.10水轮发电机的旋转方向应与水轮机旋转方向匹配，水轮发电机的相序应与电网一致。按水轮机驱动的方向旋转时，水轮发电机定子电压的相序应按各相达到最大值的顺序标注，如U、V、W。在水轮发电机的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，应在专用技术协议中规定。5.2.1.11水轮发电机设计应给出其型号和以下基本参数：□□额定容量，单位为兆伏安（MVA）；□□额定电压，单位为伏（V□□额定电流，单位为安培（A）；）；□□额定励磁电压，单位为伏（V5.2.1.12水轮发电机设计应给出下列技术资料：□□水轮发电机在额定容量和95％、100％、105％额定电压时的功率特性曲线（P-Q图□□水轮发电机饱和及短路特性曲线；□□水轮发电机效率特性曲线；□□规定功率因数下的水轮发电机典型负荷V特性曲线；□□水轮发电机平、剖面图；□□水轮发电机基础图；□□水轮发电机基础荷载图；□□油气水管路布置图；□□主引出线和中心点引出线布置图；□□水轮发电机电磁计算报告；□□水轮发电机轴系临界转速计算报告；□□水轮发电机通风冷却系统计算报告；□□水轮发电机主要部件的刚强度和疲劳强度分析报告；□□水轮发电机主要部件固有频率分析报告（若需□□油气水用量、压力及进水温度要求；□□水轮发电机各大件的运输、起重限制尺寸和质量；□□设备用电电压等级和负荷；□□其它相关的技术资料。5.2.2水轮发电机性能保证5.2.2.1运行期间电压和频率的变化在下列情况下，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，电压与其额定值的偏差不超过±5%;b）在额定电压和额定功率因数时，频率与其额定值的偏差不超过±1%;c）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±5％和±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。5.2.2.2效率和损耗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，应在专用技术协议中规定。水轮发电机的损耗和效率宜采用量热法测定，量热法测定应符合GB/T25442的规定，其损耗包括：a）定子绕组的铜损耗；b）转子绕组的铜损耗；c）铁心损耗；d）通风损耗；e）径向轴承损耗；f）励磁系统损耗（包括励磁变压器、整流器及电压调节器损耗g）电刷电气和摩擦损耗；h）其它损耗。5.2.2.3电气参数和时间常数a）水轮发电机的同步电抗、瞬态电抗、超瞬态电抗、短路比、时间常数等电气参数应满足电力系统运行的要求，并在专用技术协议中规定。其交、直轴超瞬态电抗（不饱和值）之比（X"q/X"d）一般为0.90～1.25。电气参数和时间常数的测量方法应符合GB/T1029的规定。b）热态下，水轮发电机的短路比应大于0.8。c）水轮发电机定子绕组按正常工作接线时，在空载额定电压和额定转速时，线电压波形的总谐波畸变率（THD）应不超过5％。5.2.2.4温升及温度转子绕组和定子铁心等部件的温升限值应不超过表3的规定值。表3中的温升基准为冷风温度40℃。表3定子绕组、转子绕组和定子铁心等部件允许温升限值序号部件测量方法不同热分级下的温升限值K130(B)155(F)1定子绕组埋入检温计法851102定子铁心埋入检温计法751003转子绕组1154集电环红外法75855不与绕组接触的其它部件这些部件的温升应不损坏该部件本身或任何与其相邻部件的绝缘注：需方要求使用155（F）级绝缘系统但运行在130（B）级温度时，应采用130（B）温升极限。5.2.2.5轴承温度水轮发电机在正常运行工况下，滚动轴承的最高温度采用温度计法测量不应超过90℃,滑动轴承巴氏合金瓦的最高温度采用埋置检温计法测量不应超过75℃,油的最高温度不应超过65℃。5.2.2.6运行特性a）定子过电流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4规定值。但达到表4中允许持续时间的过电流次数平均每年不超过2次。表4定子绕组允许过电流倍数与时间的关系定子过电流倍数（定子电流/定子额定电流）1.10451.1511.54.53.7532.25注：对具有过负荷运行要求的水轮发电机，其定子绕组允许过电流倍数及持续时间应在专用技术协议或合同中规定。b）转子过电流转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间不少于50s。c）长期不对称负荷在不对称电力系统中运行时，如任意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。d）短时不对称负荷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i2的平方对不对称运行时间t（s）的积分Ei（其中T为瞬态过程的持续时间）应为40s。e）突然短路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。5.2.2.7绝缘性能及耐电压试验a）定子绕组对机壳或绕组间的绝缘电阻值在换算至100℃时，应不低于公式（1）计算的数值：式中：R——对应温度为100℃的绕组热态绝缘电阻计算值，单位为兆欧（MΩ);UN——水轮发电机的额定线电压，单位为伏（V）；SN——水轮发电机的额定容量，单位为千伏安（kVA）。对干燥清洁的水轮发电机，在室温t(℃)时的定子绕组绝缘行修正：……(2)式中：R——对应温度为100℃的绕组热态绝缘电阻计算值，单位为兆欧（MΩ)。测量绕组绝缘电阻时，应根据被测绕组的额定电压按表5选择兆欧表。表5兆欧表规格选择标准测量部位或安装状态兆欧表电压最低阻值MΩ定子绕组对机壳或匝间（换算不低于公式（1）计算的数值不低于公式（1）计算的数值转子（室温+10℃~+30℃)磁极挂装前磁极挂装后不低于0.5有绝缘要求的径向轴承轴承注入润滑油前注入润滑油后不低于0.5埋入式温度计和其它自动化元件b）转子磁极挂装前及挂装后的交流阻抗值相互比较无显著差别。c）定子绕组在实际冷态下，校正了由于引线长度不同引起的误差后，各相各分支间直流电阻最大与最小两相的差值，应不超过最小值的2％。d）定子绕组的极化系数R10/R1（R10和R1为在10min和1min温度为40℃以下分别测得的绝缘电阻值）应不小于2.0。e）单个定子线圈常态介质损失角正切及其增量的限值应符合表6的规定。表6常态介质损失角正切及其增量限值试验电压介质损失角正切值及其增量Δtanδ=tanδ-tanδ指标值%注1：U为水轮发电机额定线电压（kV注2：每台水轮发电机按3％抽检，如不合格，则加倍抽查。f）额定电压为6.3kV及以上的水轮发电机，当使用地点在海拔为1000m及以下时，其定子单个线圈应在1.5倍额定线电压下不起晕；整机耐电压时，在1.05倍额定线电压下，端部应无明显晕带和连续的金黄色亮点。当海拔超过1000m时，电晕起始电压试验值应按JB/T8439的规定进行修正。g）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电流测定。试验电压分级稳定地升高，每级为0.5倍额定电压，并停留1min。泄漏电流应不随时间延长而增大，各相泄漏电流的差值应不大于最小值的50%。当最大泄漏电流在20μA以下时，各相泄漏电流的差值不考核。而绝缘不被击穿。表7绕组交流耐电压试验标准水轮发电机部件出厂试验电压（有效值）定子装配完成后的定子绕组2倍额定线电压+1000V转子装配完成后的转子绕组10倍额定励磁电压，最低为1500V注1：成品定子线圈和定子线圈安装过程中各阶段的耐压试验按JB/T6204规定。注2：表中所列出厂电压适用于在制造厂内进行总装配或完成定子、转子分装配的水轮发电机，其工地交接试验电压为出厂电压的0.8倍。注3：对经过大修的水轮发电机，在清洗和烘干后，应承受1.5倍额定电压的试验电压进行试验。i）定子绕组耐冲击电压试验应符合GB/T22715的规定。5.2.2.8振动和摆度a）在正常运行工况下，水轮发电机振动应不大于表8的规定值。表8水轮发电机振动(双幅)允许值项目振动（双幅）允许值额定转速（nr）500≤nr＜750nr=750定子铁心部位机座水平振动定子铁心振动(100Hz）各部轴承垂直振动各部轴承水平振动b）在70%～100%额定功率下运行时，水轮发电机导轴承处的主轴相对振动（摆度）应不大于轴承热态间隙值的75%。c）在启动、空载运行和部分负荷运行工况下，水轮发电机导轴承处的主轴相对振动（摆度）应不大于轴承冷态间隙值的75%。5.2.2.9噪声在距离竖井口上方1m处测量的噪声水平应不超过90dB（A），噪声测定方法应符合GB/T10069.1的规定。5.2.2.10最高飞逸转速水轮发电机和与其直接连接的辅机，应能在最高飞逸转速下运转5min而不产生有害变形和损坏。5.2.2.11各部件的刚强度应满足以下要求：a）应能承受在额定转速及空载电压等于105％额定电压下，历时3s的三相突然短路试验而不产生有害变形。b）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；c）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；d）应能满足使用地点的水平地震动峰值加速度和竖向地震动峰值加速度的要求。5.2.2.12临界转速水轮发电机轴系的第一阶临界转速应不小于最高飞逸转速的115％。5.2.2.13可靠性指标新投运的水轮发电机应具有以下可靠性指标：a）水轮发电机大修间隔期不少于5年；b）水轮发电机使用寿命不少于40年；c）水轮发电机的日平均启停次数在40年的机械寿命期内每天应不低于两次（由起动和停机过程组成的一个循环按一次计算）；d）水轮发电机在40年的机械寿命期内，应能承受500次满载甩负荷和三次最高飞逸转速的影响。6主要部件的结构和材料6.1水轮发电机组总体要求6.1.1水轮机宜经增速器增速后与水轮发电机相连接。对于水轮机额定转速较高的机组，在竖井尺寸满足设备布置、运行检修需求，且通过流道CFD优化分析或模型试验保证水流流态和机组稳定性的条件下，水轮机与水轮发电机也可采用直接连接的方式。6.1.2通过增速器增速的机组，水轮机主轴应采用二支点结构，设置组合轴承和水导轴承，水轮机轴向水推力由正、反向推力镜板承受。6.1.3设计时应与联轴器和增速器供应商协调转动部件的少量轴向窜动。6.1.4增速器输入轴应通过联轴器与水轮机主轴联接，增速器输出轴通过联轴器与水轮发电机主轴联接，联轴器宜采用齿式联轴器。6.1.5增速器应满足传动比和水轮机最大功率下的扭矩传递要求。扭矩通过键传递，键和键槽尺寸应考虑制造、安装误差所造成的受力不均匀影响。6.1.6水轮发电机转动部件采用二支点结构，设置前、后两道径向轴承。6.1.7水轮机的组合轴承、水导轴承和水轮发电机的径向轴承宜采用滑动轴承。容量较小的机组，在轴承受力条件和可靠性指标保证的前提下，也可采用滚动轴承。6.1.8采用油润滑的水轮机组合轴承和水导轴承应采用外循环油润滑系统。采用油润滑的水轮发电机径向轴承宜与水轮机共用外循环油润滑系统。6.1.9受油器宜采用浮动瓦结构，布置在组合轴承和增速器之间的水轮机主轴上。6.1.10轴承a）轴承应设置防止油雾逸出和甩油的可靠密封装置，水轮发电机非轴伸端的径向轴承应设置防止轴电流的可靠绝缘。当进油温度不低于10℃时，应允许机组起动和停机后立即起动。b）轴瓦的结构应能在不拆卸整个轴承的情况下进行更换或检修。c）径向轴承的轴承座应设置调整垫片，使径向轴瓦与大轴轴颈吻合。组合轴承的轴承座可根据荷载大小固定在混凝土基础或管形座上。d）对于PV值较大的油润滑轴承，宜采用外循环油润滑系统。e）轴承采用滚动轴承时，润滑脂宜与轴承负载相匹配。6.1.11轴承外循环油润滑系统a）轴承外循环油润滑系统宜设置高位油箱，在油泵停止输油情况下，高位油箱的工作油泵启动油位以下的容积应能供给所有轴承不少于5min的润滑油。回油箱应能够容纳高位油箱及管路的润滑油，并配备换热容量足够大的油冷却器。b）采用油泵直接供油的轴承外循环油润滑系统，油泵应采用直流电机驱动。c）轴承外循环油润滑系统应设置备用油泵，备用油泵参数应与工作油泵一致。6.1.12必要时，宜对整机进行动态响应分析，防止引起共振。6.1.13轴系应考虑挠度的影响，满足稳定性要求，结构应便于现场轴线找正和调整。6.2水轮机设计的一般要求6.2.1水轮机结构应便于装拆、检修，主轴工作密封、接力器密封件、导水机构传动部件、叶片密封件等应方便更换。6.2.2水轮机流道充、排水时宜设有通气装置。6.2.3管形座应设置管路和电缆通道，转轮公称直径2.5m以上时，还应设有检修维护人员通道。6.2.4进行轴系计算时，转轮的质量不平衡量按GB/T9239.11中的G6.3级计算。6.2.5为防止机组飞逸，宜设置重锤保护装置。6.2.6与水接触或处于潮湿位置的紧固件或管道、阀门均应采用防锈和耐腐蚀的材料制造或采取相应的防护措施，水轮机设备表面应有防护涂料层。6.2.7主轴应满足水轮机传递最大功率的扭矩要求，在包括最高飞逸转速范围内的任一转速下运行，其振动和变形应不超过允许范围。6.2.8主轴联轴螺栓应考虑在水中工作并承受交变应力的影响，其预紧力宜不小于3倍的最大工作荷6.2.9转轮a）转轮叶片外缘与转轮室之间的单边间隙宜不大于0.1％D1，不小于0.065％D1。b）原型水轮机转轮应与模型转轮几何相似，叶片型线误差、波浪度和粗糙度应符合NB/T42078的规定。c）转桨式转轮宜采用转轮体充油结构，转轮体内油压应高于外部水压。d）转轮叶片密封应采用多层耐油材料。6.2.10转桨式水轮机转轮室的内表面应采用球面结构，定桨式水轮机转轮室的内表面宜采用球面结构。转轮室的固有频率应与转轮叶片的过流频率至少错频10％。转轮室设计时应考虑转轮的轴向位移。6.2.11导水机构a）导叶采用圆锥形的结构，导叶轴承采用具有自润滑性能的轴承。导叶连杆机构长度应可调，连杆轴承应具有自润滑性能。b）内、外配水环的分瓣面和接合面应安装密封条或涂密封胶。6.2.12主轴工作密封应可靠、耐磨、结构简单，便于检修。在主轴工作密封前宜设置检修密封，调整或更换工作密封宜在停机后，关闭上、下游闸门后进行。6.2.13尾水管适当位置宜设置进人孔，转轮室与尾水管里衬之间应设有伸缩节，伸缩节的刚性应满足密封性能要求，伸缩长度不小于10mm。6.3水轮发电机设计的一般要求6.3.1水轮发电机布置在专用竖井内，本体防护等级符合GB/T4942的规定。6.3.2定子a）定子机座宜采用整体结构。b）定子线圈宜采用圈式结构，表面经防晕处理。c）定子机座应能承受各种运行工况下产生的热膨胀力，以及定子绕组短路时产生的切向力和半数磁极短路时产生的单边磁拉力。在制造、运输、安装过程中不应产生有害变形。d）定子和转子组装后，定子内圆和转子外圆半径的最大值或最小值分别与其设计半径之差应不大于设计气隙值的±4％。定子和转子间气隙的最大值或最小值与其平均值之差应不超过平均值的士8％。6.3.3转子a）根据最高飞逸转速，可采用磁轭与主轴热套或磁轭与主轴一体的实心磁极的结构。b）磁轭宜设置通风孔。c）磁极线圈宜采用扁绕线圈结构。d）集电环宜采用碳钢制作。电刷采用高耐磨性能材料制作。应有防止粉尘污染定子和转子线圈的措施。6.3.4通风及冷却系统a）水轮发电机宜采用密闭强迫自循环通风冷却系统，也可采用其它通风冷却方式。b）水轮发电机宜采用双路轴向通风方式，也可采用单路轴向或轴向和径向混合通风方式。c）空气冷却器宜留20％的热交换容量。6.3.5制动系统制动系统宜采用压缩空气操作的机械制动方式，制动气压一般为0.5MPa～0.8MPa，投入制动的转速一般为额定转速的2030制动停机时间不大于120s。6.3.6水轮发电机防潮装置需方可根据需求与供方商定。6.4水轮发电机组工作应力和安全系数6.4.1水轮发电机组工作应力和安全系数一般要求6.4.1.1结构设计中应进行安全性能分析，对经受交变应力、振动或冲击荷载的零部件宜进行疲劳核算，设计时应留有足够的安全余量。在所有预期的工况下，都应具有足够的刚度和强度。6.4.1.2各部件的工作应力和变形可采用经典公式解析计算，也可采用有限元法分析计算，对结构复杂的重要部件宜采用有限元法分析计算。a）当计算水轮机主轴最大复合应力时，式中S为由于水力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强度的2/5。且水轮机在最大功率时主轴扭转切应力不应超过材料屈服强度的1/6。主轴应进行疲劳强度核算。b）当计算水轮发电机主轴最大复合应力时，S为可能产生的最大轴向应力；T为主轴承受的最大扭转应力。6.4.2水轮机工作应力和安全系数要求6.4.2.1水轮机各部件的工作应力应按正常工况、过渡工况和特殊工况分别进行计算，所有部件的工作应力应不超过规定的许用应力。除转轮和主轴外，其余部件正常工况和过渡工况下采用经典公式计算的断面应力应不大于表9规定的许用应力，特殊工况下采用经典公式计算的断面应力应不大于材料屈服强度的2/3。其中：a）正常工况是指机组正常工作状态下所发生的各种载荷工况，包括停机、空载、发电等；b）过渡工况是指启动过程、停机过程、甩负荷过程；c）特殊工况是指耐压试验、飞逸、导叶卡阻、导叶保护装置破坏、地震等。6.4.2.2对于承受剪切和扭转力矩的零部件，铸铁的最大剪应力应不超过21MPa，其他黑色金属最大剪应力不得超过许用拉应力的70但其中导叶轴的最大剪应力不得超过许用应力的60％。6.4.2.3当无预应力要求时，在正常工况和过渡工况下，由工作荷载引起的螺栓的应力不大于螺栓材料屈服强度的1/3。6.4.2.4除另有规定外，当要求有预应力时，预紧力应不小于正常工况和过渡工况下连接对象的最大工作荷载折算到螺栓轴向荷载的2.0倍，联轴螺栓的工作综合应力在正常工况和过渡工况下不大于螺栓材料屈服强度的2/3，在特殊工况下不大于螺栓材料屈服强度的4/5。螺栓预紧过程中最大综合应力不得超过材料屈服强度的7/8，且各螺栓之间的预紧力测量值偏差不得超过设计值的±5％。6.4.2.5由有限元方法得到的应力分析，应给出应力分布，宜指出局部应力的部位云图，并提取出部件的平均应力和局部应力，在正常工况和过渡工况下非应力集中处的平均应力不大于表9规定的许用应力，局部应力（在考虑过渡圆角情况下有限元的计算结果）不得超过材料屈服强度的2/3，特殊工况下局部最大应力不得超过材料的屈服强度。表9部件正常工况和过渡工况下的许用应力材料名称许用应力拉应力压应力灰铸铁和球墨铸铁抗拉强度的1/1070MPa碳素铸钢和合金铸钢抗拉强度的1/5且屈服强度的1/3抗拉强度的1/5且屈服强度的1/3碳钢锻件屈服强度的1/3屈服强度的1/3合金钢锻件抗拉强度的1/5且屈服强度的1/3抗拉强度的1/5且屈服强度的1/3主要受力部件的碳素钢板抗拉强度的1/4抗拉强度的1/4高强度钢板（抗拉强度≥440MPa）屈服强度的1/3屈服强度的1/3其他材料抗拉强度的1/5且屈服强度的1/3抗拉强度的1/5且屈服强度的1/36.4.2.6水轮机转轮叶片在预期的最大荷载条件下正常运行时，叶片最大应力不应超过材料屈服强度的1/4；在最高飞逸转速时，转轮叶片最大应力不应超过材料屈服强度的2/5。6.4.3水轮发电机工作应力和安全系数要求6.4.3.1水轮发电机整体和部件应具有足够的强度和刚度，在正常工况、特殊工况和极端工况下，整体和部件的应力、变形、振动、摆度和位移均在合理范围内，不应产生有害变形或损坏。主要受力部件采用经典公式解析计算时，在正常工况下的许用应力不应超过其材料屈服强度的1/3，在特殊工况下的许用应力不应超过其材料屈服强度的2/3，在极端工况下不应超过其材料屈服强度的3/4。其中：a）正常工况是指：稳态运行（包括额定负荷运行、部分负荷运行、进相运行、迟相运行等）和起停机；b）特殊工况是指：甩负荷和紧急停机；c）极端工况是指：定子绕组单相对地短路、两相和三相突然短路、转子半数磁极短路、误同期、地震以及最高飞逸转速下运行。6.4.3.2水轮发电机主要零部件采用有限元法计算得到的平均应力不应大于经典公式解析计算法的许用应力，局部应力值一般不宜大于其材料的强度极限值，或屈服强度的1.33倍。6.5水轮发电机组的材料和制造要求6.5.1各部件材料应根据材料的理化性能、加工性能和焊接性能等方面要求进行选用。6.5.2转轮室本体可采用整体不锈钢材料制造，也可仅在转轮室易空蚀段采用不锈钢材料制造。6.5.3转轮叶片宜采用不锈钢材料制造，转轮叶片和导叶宜采用数控加工。6.5.4空气冷却器和油冷却器的管道应采用耐腐蚀、导热性能好的材料制造。6.5.5除按10.1的规定对主要零部件进行质量检验和试验外，还应对其他所有零部件进行质量检验，材料及性能、尺寸及公差等应满足设计图纸要求。6.5.6机械性能、化学成分检验用的样本与零部件材料应为同炉或同体样本，经过相同的热处理工艺。6.5.7主要部件的铸钢件应符合CCH70-4和GB/T7233.2的规定，上述标准中认为是重大缺陷的缺陷处理应征得需方同意。6.5.8主要部件的锻钢件应符合JB/T1270和GB/T6402的规定，上述标准中认为是重大缺陷的缺陷处理应征得需方同意。6.5.9部件的主要受力焊缝应进行100％无损探伤。焊缝检查应符合GB/T3323.1、GB/T11345、NB/T47013.2、NB/T47013.3、NB/T47013.4、NB/T47013.5、NB/T47013.10的规定。6.5.10采用巴氏合金的轴瓦，其与瓦基的结合情况应进行100％超声波检查，接触面应不小于95%,且单个脱壳面积不大于1表面用渗透法探伤应无超标缺陷。6.5.11对承压部件，应按下列要求在厂内进行耐压试验：a）强度耐压试验，试验压力应为设计压力的1.5倍，且最低压力不得小于0.4MPa，应保压15min，不得产生有害变形和渗漏等异常现象。b）严密性耐压试验，试验压力应为设计压力的1.25倍，保压30min，应无渗漏现象；进行严密性试验时，试验压力应为设计压力，保压8h，应无渗漏现象。c）冷却器试验压力应为1.5倍的设计压力，且不得低于0.4MPa，保压60min，应无渗漏现象。6.5.12设备表面应有防锈涂层，应规定：a）表面处理的要求；b）对漆及其他防护保护方法、使用说明；c）发运前和在工地时的使用要求；d）涂层数；e）每层膜厚和总厚；f）质量检查和质量控制规定；g）对装饰性电镀层应符合GB/T9797的规定。7水轮发电机组自动化及控制要求7.1水轮发电机组自动化要求7.1.1水轮发电机组自动化元件及仪表配置参照附录B中的表B或供需双方在合同中规定。7.1.2水轮发电机组自动化元件（装置）及系统应符合GB/T11805的规定。7.1.3水轮发电机组振动、摆度等监测可参照GB/T28570、DL/T1197的规定执行。7.1.4水轮发电机组宜配备下列信号和保护装置：a）水轮机流道主要部位压力、差压和流量监测的表计、变送器和装置；b）水轮机主轴工作密封供水监测的表计及信号器；c）水轮机主轴检修密封供气监测的表计、信号器及电磁空气阀；d）机组技术供水监测的表计及信号器；e）导叶开度的位置信号和变送器；f）导水机构机械液压锁定装置；g）转轮叶片角度变送器；h）机组测速及过速保护装置；i）轴承润滑油外循环系统的表计、信号器、变送器、测温电阻及通断阀、节流阀；j）轮毂充油系统的表计及信号器；k）轴瓦、定子绕组、定子铁心、冷风和热风温度监测的测温电阻和仪表；l）机组制动系统的制动屏、电磁空气阀、压力开关和压力表；m）尾水管压力脉动监测的传感器；n）振动和摆度监测的传感器。7.2机组自动控制要求7.2.1机组自动控制以计算机监控为主，常规控制为辅，满足电站无人值班（少人值守）的运行要求。7.2.2机组在电站计算机监控系统的控制和监视下完成以下功能：a）正常开机、并网和停机；b）在规定的工况范围内安全、稳定、连续运行；c）在系统中处于备用状态，随时可以启动投入；d）当运行中发生故障时能及时发出信号、报警或停机。e）机组以自动准同步为正常并列方式，手动准同步作为备用；f）机组控制设远方和现地两种控制方式。正常运行时由远方（中控室）控制，主站故障或调试等情况下由现地控制。7.2.3发生下列情况之一时，水轮发电机组应能事故或紧急停机，并具有相应的保护措施：a）转速达到过速保护整定值；b）压油罐内油压降至事故低油压；c）事故停机过程中破断装置破断；d）轴承温度超过停机温度整定值；e）轴承外循环润滑油中断；f）机组突发异常振动或摆度；g）其他需要事故或紧急停机信号。8供货范围8.1供货范围8.1.1水轮机包括管形座、导水机构、转轮、转轮室、主轴、组合轴承、水导轴承、受油器及操作油管、主轴工作密封和检修密封、伸缩节、尾水管里衬、零部件之间的连接件、人行踏板、扶手、流道检修排水滤网、基础埋件及其他配套设备等。8.1.2水轮发电机包括定子、转子、径向轴承、水轮发电机底座及基础埋件、通风冷却系统设备、制动系统设备、主引出线、中性点引出线、中性点装置（若有）。8.1.3轴承外循环油润滑系统包括轴承高位油箱（若有）、轴承回油箱、油泵、油冷却器及基础埋件。8.1.4转轮体充油的水轮机还应提供轮毂高位油箱、漏油箱、漏油泵及基础埋件。8.1.5增速器包括增速器本体、增速器润滑冷却系统设备、输入轴联轴器、输出轴联轴器及基础埋件。8.1.6水力监测仪表及自动化元件按照7.1的规定，由供需双方协商供货。8.1.7合同范围内部件或合同设备之间的管路、阀门、连接件及管路支吊架等。8.1.8合同范围内部件或合同设备之间的电缆和电缆头等。8.1.9根据透平油和齿轮油的实际用量，由供需双方协商供货。8.2供货界面8.2.1水轮机供货界面8.2.1.1土建侧：供货至设备基础板、垫板、拉锚、拉筋、支撑件、千斤顶和基础螺栓等。8.2.1.2尾水管侧：供货至尾水管里衬末端。8.2.1.3自动化元件侧：合同范围内所有自动化元件与设备的连接电缆，提供至端子箱。8.2.1.4调速系统侧：调速器在合同供货范围内的，按8.1.7和8.1.8的规定；调速器单独采购的，供货至调速器接口法兰（包括连接管路、管件及自动化元件）。8.2.1.5增速器侧：供货至轴伸端与联轴器固定联接用的键、销等。8.2.1.6油气水系统侧：供货至水轮机进入竖井出口1m处（包括管道、法兰、连接件和密封件等8.2.1.7水力监测系统侧：供货至仪表装设地点（含仪表盘）。8.2.2水轮发电机供货界面8.2.2.1土建侧：供货至设备基础板、垫板和基础螺栓等。8.2.2.2中性点侧：供货应包括中性点引出线和全套中性点装置（若有）。8.2.2.3主引出线侧：由供需双方协商供货。8.2.2.4自动化元件侧：合同范围内所有自动化元件与设备的连接电缆，提供至端子箱。8.2.2.5油气水系统侧：供货至设备对外出口第一对法兰处（包括管道、法兰、连接件和密封件）。8.2.2.6增速器侧：供货至轴伸端与联轴器固定联接用的键、销等。8.2.2.7励磁系统侧：供货至电刷与励磁电缆连接处。8.2.3增速器供货界面8.2.3.1土建侧：供货至设备基础板、垫板和基础螺栓等。8.2.3.2水轮机侧：供货至输入轴联轴器、输入轴与联轴器固定联接用的键、销等。8.2.3.3水轮发电机侧：供货至输出轴联轴器、输出轴与联轴器固定联接用的键、销等。8.2.3.4润滑油系统侧：成套设备之间的管路及管路附件按8.1.7、8.1.8的规定，对外供货至设备出口第一对法兰处（包括配套法兰、连接件和密封件）。8.3备品备件和专用工器具8.3.1机组备品备件的项目和数量参照附录C中的表C选择，并在供需双方合同中规定。8.3.2机组专用工器具的项目和数量参照附录D中的表D，结合水轮发电机组的结构特点，按照安装、检修的实际需要确定，并在供需双方合同中规定。9技术文件和图纸资料9.1设计图纸资料9.1.1水轮机设计图纸资料除按5.1.1.7的规定外，还应包含水轮机主要部件图纸。9.1.2水轮发电机设计图纸资料除按5.2.1.12的规定外，还应包含水轮发电机主要部件图纸。9.2产品设计说明和维护使用说明书9.2.1产品设计说明书应包含设计所依据的规范标准、性能参数、设计说明等内容。9.2.2维护使用说明书应包括安装调试说明、常规检查维护项目和要求、检查维护操作程序、使用注意事项、常见问题的处理方法和外购元器件说明书等内容。9.3工厂检验质量文件工厂检验质量文件应包含材质检验报告、无损检测报告、热处理报告、尺寸和公差检查记录、装配尺寸检查记录、各类试验报告、密封材料检验报告、轴瓦理化性能检验报告、测量元器件检验报告、重要外购件检验报告、缺陷处理记录以及制造工艺流程中涉及的其它检验报告或记录。9.4交付时间和数量在合同中规定设计图纸资料、产品设计说明书、维护使用说明书和工厂检验质量文件的交付时间和数量，并向需方和电站设计单位提供合同中规定的电子版最终版图纸资料，交付时应有详细的清单和目10工厂检验和试验10.1水轮机工厂检验和试验至少应包含表10的规定项目，水轮发电机工厂检验和试验至少应包含表11和10.4的规定项目。如果合同规定了其它的检验和试验项目，应按照合同规定执行。10.2水轮发电机组的检验和试验除满足6.5规定的要求外，还应满足NB/T42096、NB/T42098的质量控制要求，水轮发电机的电气试验方法和要求应符合NB/T42094的规定。10.3检验和试验完成后，应向需方提供9.3规定的工厂检验质量文件。10.4水轮发电机厂内电气试验项目应包括：a）定子线圈股线间耐电压试验；b）定子线圈槽部表面电阻测定；c）定子线圈冷热状态的介质损耗角正切及其常态增量测定、起晕电压测定；d）定子线圈工频击穿电压试验，也可用定期抽检试验结果代替；e）定子线圈工频耐电压试验；f）定子多匝叠绕线圈匝间耐电压试验（含耐雷电冲击电压试验g）转子线圈匝间耐电压试验；h）转子线圈直流电阻测定；i）转子磁极绝缘电阻测定；j）转子磁极工频耐电压试验；k）转子磁极交流阻抗测定。10.5水轮发电机组及其辅助设备的厂内预装试验按合同规定执行。表10水轮机工厂质量检验和试验项目表序号名称材料检验制造过程与最终检验耐压及取样试验其他检验项目及备注力学性能化学成分无损检测硬度试验无损检测外观检查尺寸检查动作试验1转轮叶片√√√√√√*√*叶片型线及表面粗糙度2转轮体√√√√√√*√*3叶片操作机构√√√√*√*4受油器本体√√√5操作油管√√耐压*6转轮装配√*√*耐压*静平衡、密封及叶片转角7主轴√√√√√*√*钻孔取样法兰间平行度、同心度、主轴法兰垂直度*8联轴螺栓√√√√*√*9轴承√√√√主轴密封√√局部装配*转轮室√√*√*内配水环√√*√*√*外配水环√√*√*√*导流锥√√√√活动导叶√√√√√√*√*活动导叶操作机构√√√√√*导叶机构预装，动作试验*导叶保护装置√√管形座√√√√*√*√*接力器√√*√*耐压电磁阀、液位信号器、示流信号器等√动作性能试验检查注2：“*”为需方到工厂见证和检查的项目。表11水轮发电机工厂质量检验和试验项目表序号名称材料检验制造过程与最终检验机械性能化学成分性能热性能其它性能无损检测工艺质量尺寸检查装配及试验其它检验试验检验1铁心冲片√√√√2定子绕组√*√*√*√*√*√*绝缘耐压试验、起晕电压试验、介质损失角试验3定子机座√√√√√序号名称材料检验制造过程与最终检验机械性能化学成分性能热性其它性能无损检测工艺质量尺寸检查装配及试验其它检验试验检验定子铁心铁耗试验磁轭冲片、磁极冲片转子绕组绝缘耐压试验阻尼绕组疲劳试验（若需）转子支架或磁轭主轴钻孔取样*联轴校摆（适于轴直联）轴承空气冷却器渗漏试验*机械制动器耐压试验*注2：“*”为应有工程师代表参加的项目。11铭牌、包装、运输及保管11.1.1水轮发电机组应设一块或多块耐久性材料制成的铭牌，牢固安装在使用时易见部位。若铭牌装设位置不易查看，制造厂应按要求提供第二块铭牌。铭牌材料宜采用不锈钢材料。11.1.2水轮机铭牌内容应包括：a）产品名称；b）型号；c）产品编号；d）标准编号；e）最大水头；f）额定水头；g）最小水头；h）额定流量；i）额定功率；j）最大功率；k）额定转速；l）飞逸转速；m）制造厂名；n）制造厂出品编号；o）出厂年月等。11.1.3水轮发电机铭牌内容应包括：a）产品名称；b）国家名称；c）制造厂名；d）本标准编号或技术条件编号；e）制造厂出品编号；f）产品型号；g）额定容量（MVAh）额定电压（Vi）额定电流（Aj）额定频率（Hzk）相数；l）定子绕组接线法；m）额定功率因数（cosφ);n）额定励磁电压（Vo）额定励磁电流（A）；p）额定转速（r/minq）飞逸转速（r/min）；r）绝缘等级；s）出厂年月。11.2.1水轮发电机组及其辅助设备的包装运输应符合GB/T191与GB/T28546的规定，并按设备的不同要求和运输方式采取防雨、防潮、防震、防霉、防冻、防盐雾等措施。11.2.2水轮发电机组及其供货范围内的零部件、备品、备件，必须检验合格后才能装箱运输。11.2.3水轮发电机组部件的包装尺寸和质量，应满足从供方到水电站的运输条件。对设备加工面应采取适用的防锈措施和用木材或其它软材料加以防护。对电气绝缘部件应采用防潮和防尘包装。对仪器仪表设备应密封包装，并有妥善的防震措施。对于刚度较小的焊件应加焊支撑以防变形。11.2.4包装箱外部标志及起吊位置符合GB/T191的规定。包装箱外壁标明收发货单位名称和地址、合同号、产品净重、毛重、重心线及吊索位置，箱子外形尺寸，共××箱，第××箱等。11.2.5包装箱中有装箱单、明细表、产品出厂证明书、合格证、随机技术文件及图纸。装箱单开列的名称、数量应与箱内实物和图纸编号相符合。这些文件、清单、资料均应装在箱内的防腐盒（袋）内。供方每次发运的件数、箱数、编号、发运时间、车次等，应在发运的同时通知需方。设备运到工地后，开箱检查时，供、需双方的代表应共同参加，如发现有损坏、错发、缺件等问题，由需方代表通知供方查找原因并尽快采取补救措施。11.4.1机组各加工工件应妥善保管，不得随意叠放。11.4.2机组的各加工件运抵水电站工地拆箱后，必须遮盖，不得日晒雨淋。11.4.3橡胶、塑料、尼龙制品应防止直接受日光照射，并不得置于炉子或其他取暖设备附近1.5m处，还应防止油类对橡胶的污损。橡胶制品、填料等应存放在干燥通风的仓库内。11.4.4电子电气产品、自动化元件（装置）或仪表应存放在温度为-5℃~40℃,相对湿度不大于90无酸、碱、盐及腐蚀性、爆炸性气体和强电磁场作用，不受灰尘、雨雪侵蚀的库房内。11.4.5供方从发货之日起至工地验收止，在正常的储运和吊装条件下应保证一年内不致因包装不善而引起产品的锈蚀、长霉、损坏和降低精度等。11.4.6水轮发电机组、增速器、励磁装置及所有附件运到工地后，均应储存在有掩蔽的库房内，并将以下零部件储存在温度不低于+5℃的干燥保温库房内。a）定子线圈和下线后的定子；b）转子线圈和磁极装配；c）轴承；d）集电环；e）空气冷却器、油冷却器；f）励磁装置和测速装置；g）精密仪表、各种盘柜、互感器、电气绝缘部件等；h）特殊材料（润滑油、绝缘漆等）应按制造厂仓储说明存放。12安装、验收、运行、维护及验收试验12.1安装及验收水轮发电机组的安装应符合DL/T5038、GB/T8564的要求和供方提供的产品安装、使用、维护说明书的规定。12.2运行与维护水轮发电机组的运行、维护应符合DL/T710、DL/T751有关规程和供方提供的产品安装、使用、维护说明书的规定。12.3验收试验12.3.1按合同要求，如需在现场做原型水轮机性能验收试验，则按GB/T15468的规定执行。12.