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NB／T 10135-2019 大中型水轮机基本技术规范.pdfICS27.140 K 55
大中型水轮机基本技术规范
Basictechnicalspecificationsforlargeandmedium hydraulicturbines
NB/T101352019
机电安装工程电气施工方案范围 规范性引用文件 术语和定义 水轮机选择技术要求 水轮机结构设计要求 水轮机技术性能要求 水轮机自动化及控制要求 检验、试验及验收 铭牌、标志、包装、运输及保管 10供货范围、备品备件及专用工具 11资料提供 附录A（资料性附录） 水轮机自动化元件及仪表配置 附录B（资料性附录） 水轮机供货范围 ....
附录A（资料性附录） 水轮机自动化元件及仪表配置 附录B（资料性附录） 水轮机供货范围 附录C（资料性附录） 水轮机备品备件 附录D（资料性附录） 水轮机专用工具
附录A（资料性附录） 水轮机自动化元 附录B（资料性附录） 水轮机供货范围 附录C（资料性附录） 水轮机备品备件 附录D（资料性附录） 水轮机专用工具
大中型水轮机基本技术规范
本标准规定了大中型水轮机选择技术要求、结构设计要求、技术性能要求、自动化及控制要求， 并提出了其检验试验验收、包装运输保管、供货范围及资料提供等方面应遵守的规定。 本标准适用于单机功率为25MW及以上的混流式水轮机、单机功率为25MW及以上或转轮公称 直径为3.0m及以上的轴流式水轮机、单机功率为10MW及以上或转轮公称直径为4.0m及以上的贯 流式水轮机和单机功率为10MW及以上的冲击式水轮机。
GB/T2900.45界定的以及下列术语和定义适用于本文件。为了便于使用，以下重复列出了（
T2900.45中的某些术语和定义， 3.1 设计尾水位designtailwaterlevel ZTL.d 确定水轮机安装高程所用的尾水管出口断面处的水位，单位为米（m）。 3.2 比转速specific speed ns 水轮机水头为1m、输出功率为1kW时水轮机的转速，单位为米千瓦（m·kW）
转轮公称直径nominaldiameterofturbinerunner D 对于混流式水轮机指转轮叶片进水边正面和下环相交处的直径（D,）；对于轴流式和贯流式水轮 机指转轮叶片轴线外缘处转轮室的内径；对于冲击式水轮机指转轮水斗和射流中心线直径相切处的直 径（即节圆直径）。单位为米（m）。 ［GB/T2900.45，定义8.1.1、8.1.2、8.2 3.5 空化基准面cavitationreferencelevel 工程上确定空化系数所采用的基准面。对于立轴混流式水轮机为导叶中心平面高程；对于立轴轴 流式水轮机为转轮叶片轴线处的高程；对于灯泡贯流式水轮机为转轮叶片最高点以下D/4处的高程。 3.6 安装高程 settingelevation Z 水轮机安装时作为基准的某一水平面的海拔高程。立式反击式水轮机安装时的基准为导叶中心高 程；立式冲击式水轮机安装时的基准为喷嘴中心高程；卧式水轮机安装时的基准为主轴中心高程。单
综合特性曲线hilldiagram 绘在以单位转速和单位流量为纵横轴的坐标系内，表示模型水轮机效率等性能的等值曲线 混流式水轮机以D，为基准绘制。 对混流式水轮机还表示出导叶开度、空化系数的等值线。在电站空化系数已确定时，还表
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水管的等压力脉动线、叶片进水边正背面初生空化线、叶道涡初生线和叶道涡发展线等。 对导叶和桨叶双调节的水轮机还表示出协联工况下导叶开度、叶片转角和空化系数的等值线以及 各转角下的导叶开度、效率的等值线和单位轴向水推力曲线。 对冲击式水轮机还表示出喷嘴开度的等值线。 [GB/T 2900.45，定义 B.4.1] 3.8 运转特性曲线图performancecurve 绘在以水头与输出功率、水头与流量为纵横轴的坐标系内，表示原型水轮机的性能（如效率、输 出功率、开度、吸出高度、压力脉动等）等值曲线及功率限制线、运行分区等。 『GB/T2900.45,定义B.4.2]
压力脉动线、叶片进水边正背面初生空化线、叶道涡初生线和叶道涡发展线等。 叶和桨叶双调节的水轮机还表示出协联工况下导叶开度、叶片转角和空化系数的等值线以及 的导叶开度、效率的等值线和单位轴向水推力曲线， 击式水轮机还表示出喷嘴开度的等值线。
performancecur 绘在以水头与输出功率、水头与流量为纵横轴的坐标系内，表示原型水轮机的性能（如效率、 功率、开度、吸出高度、压力脉动等）等值曲线及功率限制线、运行分区等。 『GB/T 2900.45,定义B.4.2]
4.1水轮机选择的基本要求
4.1.1水轮机选择和设计应考虑水电站厂房布置、运行检修方式、运输条件、制造能力等的要求以 及与水轮发电机、调速器、进水阀等的相互关系。 4.1.2水轮机型式和主要参数应根据水电站的运行特点及基本参数进行优化选择，使水轮机具有较 宽的高效率区域、较好的空化性能和稳定运行范围，技术指标合理，设计制造可行，保证水轮机长期 安全、稳定、可靠、高效地运行。
4.1.3水轮机选择应包括下列内容
a）水轮机型式选择。 b） 单机容量及机组台数选择。 C 额定水头、设计水头选择。 d 选定水轮机比转速、比速系数、单位转速、单位流量、效率、空化系数、额定转速、转轮 直径、额定流量、额定功率、吸出高度（冲击式水轮机为排出高度）、安装高程等主要参 数，对于冲击式水轮机还包括射流直径和喷嘴数的选择。 e 绘制水轮机运行区域图及运转特性曲线图。 f）选定水轮机主要过流部件的形式。
g）估算水轮机控制尺寸及质量
4.1.4水轮机型式选择应根据水电站
告存在多个可选型式方案时，应从技术特性、经济指标、电网负荷特性、运行可靠性以及设计制造经 金等方面，经技术经济比较后选定。水轮机型式宜按下列原则选择： Hx≤20m的水电站，宜选用贯流式水轮机。 b） 20m
a）电力系统对水电站在汛期和非汛期运行输出功率、机组运行方式和大修要求，以
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占电网工作容量的比重，电站保证出力。 b） 水库的调节特性，水头、流量特性与运行方式。 河流（河段）梯级运行调度的灵活性和机组引用流量的匹配。 d） 枢纽布置条件。 e） 对外交通运输条件。 f 河流及过机泥沙特性。 g）机组设备制造能力和技术水平。 h）其他特殊技术要求。 在分析研究上述因素的基础上，拟定不同的单机容量方案，经技术经济比较选定。机组台数不宜 少于2台。 4.1.6水轮机最大水头与额定水头比值较大的水电站，宜根据水电站的水力动能特性、水轮机运转 特性、运行范围、电站调峰和事故备用的效益、相关配套设备的投资及电力系统的需求等条件，特别 是大型混流式水轮机在高水头区域的稳定运行范围要求，研究水轮机的稳定运行措施。 4.1.7水轮机额定水头应根据水电站运行水头及出力范围、水轮机运行特性及稳定运行要求、水电 站出力受阻及电量损失的限制条件、水库调节特性与运行方式、机组在电网中的作用及其运行方式， 以及输水系统水头损失等因素综合考虑，经技术经济比较选定。水轮机额定水头应按下列原则选择： a）中高水头水轮机的额定水头宜在加权平均水头的0.95～1.00倍范围内选取。 b）水库采取“蓄清排浑”运用方式的过机含沙量较大的水电站，水轮机的额定水头宜在加权 平均水头与汛期平均水头之间选取。 ） 径流式电站、汛期需长时段降低水位运行的水电站及运行水头范围较大的水电站，水轮机额 定水头选择应进行技术经济综合比较。 4.1.8水轮机比转速和比速系数应根据额定水头、空化特性、水质条件和设计制造水平等条件综合 考虑，合理选择。水轮机比转速、比速系数宜按以下原则选择： 灯泡贯流式水轮机比速系数在2600~3400。 b 轴流转浆式水轮机比速系数在2600～3100。 混流式水轮机比速系数宜小于2350。 冲击式水轮机的额定点比转速在16m·kW～48m·kW，高水头时取小值，低水头时取大 值；单个喷嘴的额定点比转速在12m·kW～22m·kW，高水头或过机泥沙较多时取小值， 低水头或过机泥沙较少时取大值。 e）运行水头较高、水头变幅较大或过机含沙量较大的水电站的水轮机宜选用较低比速系数。 4.1.9水轮机额定转速应根据水头、功率、比转速、转轮直径及发电机参数等因素在发电机同步转 速系列中选取。当有两种及以上同步转速可供选择时，应通过技术经济比较后选择。 4.1.10原型混流式水轮机的最大飞逸转速应按最大水头、最大导叶开度下单位飞逸转速确定。原型 转浆式水轮机的最大飞逸转速应按协联关系破坏的情况确定。原型冲击式水轮机的最大飞逸转速应按 最大水头确定。 4.1.11水轮机转轮公称直径应根据单机容量、额定水头、单位转速和单位流量的合理匹配、效率等 因素综合确定， 4.1.12反击式水轮机允许吸出高度和冲击式水轮机排出高度的选择应满足下列要求：
应在规定的运行范围内稳定运行，且经济合理， b） 电站空化系数选取宜保证水轮机正常运行范围内无空化现象发生。 反击式水轮机充许吸出高度宜按各特征水头运行工况及水轮机空化系数分别进行计算，并考 虑水电站所在地海拔高度的影响。 d）冲击式水轮机排出高度与转轮直径的关系为：Hs=（1.0～1.5）D，对立轴机组取较大值，
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对卧轴机组取较小值。 e) 冲击式水轮机尾水渠（洞）顶部与最高运行尾水位间的通气高度不宜小于500mm。 4.1.13 水轮机安装高程应满足下列要求： a 应根据水轮机各种运行工况的吸出高度和尾水位，经技术经济比较合理选定。 b) 设计尾水位应根据机组运行方式、尾水位与流量关系特性确定，并综合考虑初期发电要求、 通航及生态流量要求、下游梯级电站的运行水位等因素。设计尾水位可按表1选择。
c）水轮机安装高程的选择宜留有安全裕度，并应满足调节保证的要求。 反击式水轮机安装高程应满足水轮机允许运行范围内，尾水管出口上沿的最小淹没深度不 小于0.5m的要求。 e 当水电站尾水位变幅很大时，冲击式水轮机安装高程可低于汛期最高运行尾水位，但应配套 设置压低转轮室水位的压缩空气系统以保证排出高度的要求，或在汛期高尾水位时停机不 运行。 1.14输水系统参数和水轮机参数的选择应匹配，避免发生水力共振。 1.15选择水轮机时应研究水轮机结构设计的合理性、可靠性和适用性，水轮机通流部件易空蚀部 应有抗空蚀措施，对用于过机含沙量较大的水电站水轮机还应采取抗泥沙磨蚀的技术措施，并在结 上做到便于检修和更换易损部件。 1.16选择水轮机时应研究水轮机科技发展的最新成就。所采用的水轮机新转轮应取得模型试验资 ，必要时宜进行模型验收试验。所采用的结构、工艺和材料等重大新技术应经过科学试验，并应取 试验技术资料。 1.17选择蜗壳、尾水管型式和尺寸时，应保证其具有优良的水力性能和运行稳定性。厂房布置或 他方面有需要修改流道形状和尺寸的特殊要求时，应进行模型试验或技术论证。 1.18尾水管的锥管部分应设有金属里衬。对弯肘形尾水管的肘管部分，金属里衬宜衬至水流平均 速达到6m/s及以下处。对贯流式水轮机的尾水管，金属里衬宜衬至水流平均流速达到5m/s及以 处。
4.2水轮机技术参数和技术要求
4.2.1水轮机选择宜取得以下水电站特征参数：
z）水轮机总质量及转轮质量（t)。
z）水轮机总质量及转轮质量（t)
.2.3水轮机设计技术文件应包含下列内容： a）水轮机模型综合特性曲线及运行范围图。 b）水轮机运转特性曲线图。 ) 模型验收试验报告、水力过渡过程计算资料等。 d）水轮机各主要部件的结构和材质说明。 与水轮机配套的调速器、油压装置及进水阀的主要接口参数和要求。 水轮机总质量及各主要部件质量、控制尺寸、运输尺寸。 g 其他技术要求。 1.2.4水轮机的效率修正宜按GB/T15468的有关规定进行
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5.1.13水轮机转轮叶片宜采用抗空蚀不锈钢材料制造。水轮机其他易空蚀部件应
造或采取必要的减少空蚀危害的措施。在含沙水流，高含气量以及酸、碱等特殊水质条件下运行的水 轮机，应采取相应的减轻磨蚀和腐蚀的措施。 5.1.14水轮机转轮应进行静平衡试验，冲击式水轮机转轮宜进行动平衡试验。 5.1.15设计反击式水轮机金属蜗壳时不应考愿周围混凝土联合受力，设计座环时应考愿由座环支撑 的混凝土重量和其他垂直负荷。 5.1.16反击式水轮机的导水机构应设有防止导叶破坏和事故扩大的保护装置、导叶最大开度限位装 置和导叶轴向位置的调整装置，必要时应设置止推装置。导吁的水力矩在全开至接近空载开度间宜有 自关闭趋势。 5.1.17水轮机接力器应在空载以下小开度行程内设有节流缓冲装置，并应设有全关位置的液压锁定 装置和全开位置的机械锁定装置。 5.1.18立轴反击式水轮机的尾水管内应设置易于拆装的、有足够承载能力的轻便检修平台。冲击式 水轮机机坑内的稳水栅应有足够的强度，以便于水轮机转轮、喷管等的拆装和检修。 5.1.19水轮机室顶部宜设置起吊装置或吊点。 5.1.20立轴水轮机宜设置保证机组稳定运行的自然补气装置。当有调相运行要求时应设置调相压水 补气装置。 5.1.21水轮机进水阀后的流道顶部应设置自动排气、补气装置，
5.1.23水轮机上的进人门（孔）应满足以下要
混流式、轴流式水轮机蜗壳上应设置尺寸不小于Φ600mm的进人门，尾水管上应设置尺寸 不小于600mm或600mm×600mm的进人门；灯泡贯流式水轮机尾水管上应设置尺寸不小 于600mm的进人门。采用方形进人门时，四角应倒圆。尾水管进人门的下侧应设验水阀。 在进人门处，应按GB/T150.3的要求进行补强。 b）在结构尺寸允许条件下，混流式水轮机的蜗壳进人门宜采用内开式。 5.1.24水轮机在各种运行工况时，其稀油润滑的导轴承金属轴瓦的温度最高不应超过70℃，塑料 轴瓦的温度最高不应超过50℃。 5.1.25立轴反击式水轮机顶盖应设置可靠的排水设备，并应有100%备用。顶盖排水泵应采用单独 的吸水管，不应共用。排水设备应配备可靠的水位控制和信号装置。 5.1.26冲击式水轮机的配水环管应进行水压试验，试验压力不小于设计压力的1.5倍。混流式水轮 机的蜗壳可进行水压试验，试验压力不小于设计压力的1.3倍，试压时间应持续稳压30min。受压部 件不应产生有害变形、裂缝和渗漏等异常现象
5.2工作应力和安全系数
5.2.1水轮机结构设计中应进行安全性能分析，所有部件应有足够的安全系数，对承受交变应力、 振动或冲击应力的部件，设计时应留有安全余量。在所有预期的运行工况下，都应具有足够的刚度、 强度及寿命期内的疲劳强度。 5.2.2工作应力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，同时要考虑材料的疲劳，特别是水下疲劳。 5.2.3水轮机部件的工作应力应按工况分别考核，其中正常运行工况是指机组正常工作状态下所发 生的各种载荷工况，包括发电、停机、调相（若有）、发电机功率因数为1.0时的最大输出功率工况、 最大压力脉动工况、过渡过程工况等，特殊工况是指打压试验、飞逸、导叶保护装置破坏等非正常 工况。
力，特殊工况条件下采用经典公式计算的最大应力不应大于材料屈服强度的2/3。
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5.2.5由有限元法得到的应力分析应给出应力分布，应力分布宜指出局部应力的部位，并提取出部 件的平均应力和局部应力，平均应力不应大于表2规定的最大许用应力，正常工况条件下局部最大应 力不应超过材料屈服强度的2/3地铁交通临时用电施工方案，特殊工况条件下局部最大应力不应超过材料屈服强度。对承受交变 应力的部件，应进行疲劳寿命核算。 5.2.6对承受剪切和扭转力矩的零部件，铸铁的最大剪切应力不应超过21MPa，其他黑色金属材料 的最大剪切应力不应超过许用拉应力的7/10，但其中导叶轴的最大扭切应力不应超过许用应力的 3/5。 5.2.7水轮机在最高飞逸转速下旋转时，除主轴、转轮外所有转动部件的最大工作应力不应超过材 料屈服强度的2/3。 5.2.8采用经典公式计算，混流式水轮机转轮叶片在预期的最大荷载条件下正常运行时最大应力不 应超过材料届服强度的1/5；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最大应力不 应超过材料屈服强度的1/4；在最高飞逸转速运行时最大应力不应超过材料屈服强度的2/5。冲击式 水轮机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强度的 1/18，并应进行疲劳寿命核算。 5.2.9主轴最大复合应力Smx。不应超过材料屈服强度的1/4，在应力集中处不应超过材料屈服强 度的2/5，且水轮机在最大出力时主轴扭转切应力不应超过材料屈服强度的1/6。横轴水轮机主轴应 进行市营主金坊管主轴昌土复合席工
S..=(S?+3T2) /2
Smax一主轴最大复合应力，单位为兆帕（MPa）； S一一由于水力、动载荷和静载荷引起的轴向应力和弯曲应力的总和，单位为兆帕（MPa)； T一一水轮机最大功率时的扭转切应力，单位为兆帕（MPa）。 5.2.10预应力螺栓在安装完成后，未加荷载之前的残余预紧力不应小于被联接件可能出现的最大工 作荷载分配到每个螺栓上荷载的2倍；在任何工况下，螺栓最小截面的综合应力不应大于其材料届服 强度的2/3；在可能出现的最大荷载工况下，螺栓的残余夹紧力不应小于此工况下每个螺栓荷载的 1/2。 5.2.11 当导叶保护装置破坏时，导叶、导叶轴、拐臂、连杆和销的最大应力不应超过材料屈服强度 的2/3。
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5.2.12在设防烈度的地震情况下，水轮机应能承受垂直方向和水平方向地震加速度的载荷，非转动 部件的应力不应超过表2规定的最大许用应力的4/3，转动部件的最大剪应力不应超过许用抗拉应力 的1/2。
5.3.1水轮机转轮、固定导叶等各主要部件的固有频率和建筑物的固有频率应避开各种工况下的水 力激振频率，以防引起共振。 5.3.2不能整体运输的转轮四川某改扩建项目35KV变电站设备安装工程施工组织设计方案，可采用分瓣转轮或散件运输、现场组装焊接的加工方案。 5.3.3转轮宜采用铸焊结构，叶片也可采用模压成型，叶片翼型应采用数控加工。 5.3.4导叶表面及上下端面应采取抗磨蚀措施。高水头或过机含沙量较大的水电站可采用大圆盘偏 心导叶。 5.3.5大轴中心孔补气装置应有消音和排水措施，并采取可靠措施以避免水淹厂房。 5.3.6中高水头混流式水轮机可从顶盖上引取上密封环漏水作为机组冷却水。 5.3.7混流式水轮机装设筒形阀时，应符合NB/T35089的有关规定。 5.3.8过机含沙量较大的水电站，水轮机设计应合理选择水力设计参数，其过流部件应采用耐磨蚀 材料制造或采取防磨蚀措施，以减轻其表面损坏。 5.3.9过机含沙量较大的水电站，水轮机可设置下拆方式，并能在不吊出发电机转子的条件下对水 轮机转轮等部件进行更换。 5.3.10大型，特别是运行水头变幅较大的混流式水轮机转轮应优化其水力稳定性，并在充分考虑刚
5.4.1轮毂可采用抗磨蚀和具有良好焊接性能的低合金钢整体铸造，在叶片转动范围内的过流表！ 宜堆焊抗磨蚀不锈钢材料，加工后的不锈钢层厚度不宜少于5mm。转轮室易空蚀部位宜采用抗磨蚀 不锈钢材料。 5.4.2水轮机转轮室内壁与叶片外缘的单边间隙值不宜大于0.1%D，不宜小于0.05%D。 5.4.3轴流式水轮机应设置可靠的防抬机和止推装置。 5.4.4水轮机转轮叶片上不宜开吊孔，叶片外缘可设置裙边。 5.4.5轴流式水轮机应设置紧急停机时的真空破坏阀或采取其他措施。 5.4.6水轮机转轮叶片的操作机构应动作灵活，不应有卡阻现象，协联装置应准确可靠。 5.4.7水轮机转轮桨叶的密封应采用双向多层耐磨耐油耐压材料，并具有足够的抗拉强度、延伸率 和硬度。 5.4.8 桨叶密封应能在不拆出叶片条件下进行更换，在厂内试验和转轮现场组装后进行泄漏试验时 不应渗。 5.4.9水轮机的受油器及其装配部件应有绝缘材料与发电机所有连接处隔开，以防止产生轴电流。 5.4.10采用混凝土蜗壳时，座环与混凝土相接部位应设置防渗用的嵌人钢板。