标准规范下载简介
Q／GDW 11579-2016 水轮发电机技术监督导则.pdfQ/GDW 115792016
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NB／T 10155-2019 家用直膨式太阳能热泵热水系统试验方法，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
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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，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%，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
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。 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 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。 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。 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
5.10.1当水轮发电机出现下述情况，宜考虑退出运行或报废： a) 设备故障损坏严重且无修复； b） 超过预期运行寿命； C） 设备参数不再满足运行要求： d 对环境造成严重影响。 5.10.2 水轮发电机退役报废阶段应重点监督以下内容： a) 应从安全、效能和周期成本三个维度充分论证，符合国家电网公司资产全寿命周期管理的要求； b） 提供的异地再使用或报废的研究报告应理由充分： ） 报废后设备台帐等技术资料应及时更新： d 退役后需异地安装的发电机，资料移交完整，并采取相应措施防止移交过程中损坏： e） 退役后未报废，且未拆除电气连接线的发电机，应视为运行设备进行必要的视检查和试验： 拆去电气连接线且没有异地安装的发电机，应视为备品并妥善保管。
水轮发电机工程设计阶段重点监督项目见表A.
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附录A （资料性附录） 水轮发电机工程设计阶段重点监督项目
表A.1水轮发电机工程设计阶段重点监督项目
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附录B （资料性附录） 水轮发电机设备采购阶段重点监督项目
表B.1水轮发电机设备采购阶段重点监督项目
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表C.1水轮发电机设备验收阶段重点监督项目
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附录D （资料性附录） 水轮发电机安装调试阶段重点监督项目
表D.1水轮发电机安装调试阶段重点监督项目
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附录E （资料性附录） 水轮发电机运维检修阶段重点监督项目
附录E （资料性附录） 水轮发电机运维检修阶段重点监督项目
表E.1水轮发电机运维检修阶段重点监督项目
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T／CEC 217-2019标准下载水轮发电机技术监督导则
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编制背景 编制主要原则 26 与其它标准文件的关系。 .26 主要工作过程 .26 标准结构和内容. 27 条文说明 27
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本标准依据《国家电网公司关于下达2016年度公司第一批技术标准制修订计划的通知》（国家电网 科（2015）1240号）的要求编写。 本标准编制的主要目是为进一步提升国家电网公司系统内水轮发电机技术监督管理水平，规范、指 导国家电网公司系统内各水电站水轮发电机技术监督工作的开展
DBJ／T 13-311-2019 城市人民防空设施配置技术标准3与其它标准文件的关系
本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 《水轮发电机技术监督导则》标准的结构、编写规则、规范性技术要素等，符合GB/T1.1一2009《标 准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》和DL/T800一2012《电力企业标准编制规则》的要求， 符合《国家电网公司技术标准管理办法》（国网（科/2)227一2014）及现行法律法规规定。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题。
2016年1月，成立了《水轮发电机技术监督导则》编写小组。 2016年2月，编写组对国网公司系统内水轮发电机进行了全面的调研，收集了相关资料，并完成了 大纲的编写工作。 2016年3月，编写组完成《水轮发电机技术监督导则》大纲的编写，并完成了编写组内部审查。 2016年3月，国网基建部在北京组织召开了《水轮发电机技术监督导则》大纲的审查会，国网新源 公司、各省公司有关水电专家参加了会议。审查会对导则的大纲、主要内容提出了具体要求， 2016年6月，编写组按照审查会的要求完成了《水轮发电机技术监督导则》的初稿。 2016年7月，编写组完成初稿内部审查。 2016年7月，国网基建部在北京组织召开了《水轮发电机技术监督导则》初稿的审查会。 2016年8月，编写组根据审查修改建议完成了《水轮发电机技术监督导则》的征求意见稿。 2016年8月，编写组将征求意见稿报送国网基建部。 2016年9月，编写组收到系统内各单位的修改意见，并进行修改。 2016年9月，编写组根据修改意见完成了导则的修改，并形成了《水轮发电机技术监督导则》的送 审稿。 2016年11月，公司工程建设技术标准专业工作组组织召开了《水轮发电机技术监督导则》送审稿的 审查会，国网新源公司、各省公司有关水电专家参加了会议。审查会对导则的结构、具体主要内容提出 了要求，并形成了修改意见， 2016年11月，编写组根据修改意见完成了导则的修改，并形成了《水轮发电机技术监督导则》的报 批稿。