本文件规定了小型水电站所用机组运行综合性能质量评定的内容、要求及方法。 本文件适用于小型水电站所用机组功率在0.5MW～25MW之间的水轮发电机组运行综合性能质量评定。功率在0.1MW～0.5MW之间的机组，可参照执行。

ICS27.140
CCS P 59
中华人民共和国国家标准　
GB/T41369—2022
小型水电站机组运行综合性能
质量评定
Quality evaluation of comprehensive performance of unitsoperation of small hydropower stations2022-03-09发布
国家市场监督管理总局
国家标准化管理委员会
2022-10-01实施
规范性引文件
3术语和定义
评定内容及要求
基本要求
水轮机运行性能质量
水轮发电机运行性能质量
励磁系统运行性能质量
调速系统运行性能质量
水轮机进水阀门运行性能质量
其他设备运行性能质量
5综合评定
5.1评定基本条
评分原则及评分方法
5.3评定结论
附录A（规范性）评定项目评分方法附录B（资料性:）综合性能质量评分表目
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GB/T41369—2022
第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定本文件按照GB/T1.1一2020《标准化T作导则起。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任本文件由中华人民共和国水利部提出并归口。本文仆起草单位：中国水利水电科学研究院。本文仆主要起草人：徐洪泉、李铁友、王万鹏、廖翠林、陈锐、王开、军。1范围
小型水电站机组运行综合性能
质量评定
GB/T41369—2022
本文件规定广小型水电站所而机组运行综合能质量评定的内睿、要求及方法。本文件适川于机组功率在0.5MW～25MW之间，且水轮机转轮直径不大于3.3m的水轮发电机组运行综合性能质量的评定。功率在0.1MW～0.5MW之间的机组，可参照执行。2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引川而构成本文件必不可少的条款。其中，注口期的引用文件，仪该口期对应的版本适川于本文件；不注口期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单)适川于本文件。
GB/T7894
水轮发电机基本技术条件
GB/T8564
水轮发电机组安装技术规范
GB/T9652.1
GB/T9652.2
水轮机调速系统技术条件
水轮机调速系统试验
GB/T10585—1989中小型同步电机励磁系统基本技术要求GB/T 14478
大中型水轮机进水阀门基本技术条件GB/T15469.1
GB/T17189
GB/T19184
GB/T20043
GB/T 21717
GB/T21718
GB/T22140
GB/T27989
GB/T29403
GB/T50964
JB/T7072
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水力机械（水轮机、蓄能泵和水泵水轮机)振动和脉动现场测试规程水斗式水轮机空蚀评定
水轮机、蓄能泵和水泵水轮机水力性能现场验收试验规程小型水轮机型式参数及性能技术规定小型水轮机基本技术条件
小型水轮机现场验收试验规程
小型水轮发电机基本技术条件
反击式水轮机泥沙磨损技术导则小型水电站运行维护技术规范
水轮机调速器及油压装置系列型谱小型水力发电站白动化设计规范小型水电站现场效率试验规程
小型水轮机进水阀门基本技术条件术语和定义
本文件没有需要界定的术语和定义1
GB/T41369—2022
4评定内容及要求
4.1基本要求
4.1.1水轮发电机组图纸资料应符合下列规定：电站应根据其功率范围按GB/T21718、GB/T21717、GB/T27989或GB/T9652.1规定提供a)
机组图纸资料，并保存完好；
机组的运行、维扩、检修、试验等应有详细的记录。机组应设置防飞逸设施；立轴轴流式水轮机应有可靠的防抬机措施。4.1.2
机组可靠性保证率K在水轮机和水轮发电机没有改造前按公式(1)计算：K
式中：
机组已使川年数；
机组规定使而年数，见表1。
机组规定使用年数
机组额定功率P./MW
机组规定使用年数
0.5≤P<1
1≤P,<5
5≤P≤25
在对水轮机和水轮发电机进行技术改造后，机组可靠性保证率K按公式（2）、公式（3)计算：K
×100%
N2=W,(N-N)+Wg(N-Ng)
式中：
机组已使川年数；
改造后寿命恢复年数；
机组规定使川年数，机组增容改造后，其原来的规定使川年数不变；水轮机改造后运行年数；
水轮机改造权重系数，W，=0.65；水轮发电机改造权币系数，W=0.35：水轮发电机改造后运行年数。
.（1）
·.·（3)
4.1.4电站应有必要的备品备件，并按要求放置。机组应按GB/T50964要求进行定期维护检修，发现缺陷和故障及时处理，记录产生缺陷、事故的原因和处理情况，不得带故障运行。所有连接都应连接牢固，无螺栓松动或脱落。设备（包括盘柜)表面应保持清洁，无锈蚀，无油污。4.2水轮机运行性能质量
4.2.1水轮机以额定转速运行，在额定水头下的额定功率以及在最大、最小水头范围内连续输出的功率应达到设计值。
4.2.2水轮机在额定水头以额定转速和额定功率运行时，效率应达到设计值。水轮机效率的测试应根据其功率范围分别按GB/T22140、SL555或GB/T20043的相关规定执行。4.2.3在一般水质条件下，反击式水轮机的空蚀损坏应符合GB/T15469.1最大允许值的规定，水斗式2
水轮机的空蚀损坏应符合GB/T19184最大允许值的规定。4.2.4水轮机运行应符合下列规定：a）水轮机在空载T况应稳定运行；GB/T41369—2022
b）在最大水头和最小水头范围内，水轮机在表2所列功率范围内应稳定运行。5水轮机在4.2.4所规定的运行范围内，尾水管内的压力脉动混频峰峰值不应大于相应水头的4.2.5
3%～11%，低比转速水轮机取小值，高比转速水轮机取大值；在任何情况下，尾水管压力脉动峰峰值不应大于0.1MPa。水轮机压力脉动及振动的测试方法应按GB/T17189的规定执行。表2水轮机在工作水头范围内稳定运行的功率范围水轮机机型
混流式
轴流定桨式、贯流定桨式
轴流转桨式、贯流转桨式
水斗式、斜击式、双击式
水轮机振动应符合下列规定：
运行功率与对应水头下机组最太保证功率的比值45%~100%
75%~100%
35%～100%
25%~100%
a）在各种工况下，包括开停机过程及甩负荷，水轮机各部件不得产生共振和有害变形：b）
在各种证常运行工况下，立式水轮机项盖在垂直方向和水平方向允许的振动峰峰值，以及卧式水轮机轴承在垂直方向允许的振动峰峰值，不应大于表3规定的允许值；主轴摆度不应大于GB/T8564中规定的允许值表3水轮机振动允许值
额定转速n/（r/min）
水轮机顶盖
水平振动
垂占振动
卧式水轮机轴承垂占振动
100≤n250
水轮机噪声不应大于表4规定的允许值。表4
测量部位
250n<375
375n750
振动允许值（峰峰值）/μm
水轮机噪声允许值
立式水轮机在距机坑地板上方1m处立式水轮机在距尾水管进人门1m处卧式水轮机在距主轴和尾水管1m处3水轮机导叶和水轮机喷嘴的漏水量应符合下列规定：4.2.8
n-1000
机组转速n/（r/min）
n≤750
85dB(A)
90 dB(A)
85dB(A)
n-1500
90 dB(A)
95dB(A)
90dB(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定流a）
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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T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；
转桨式水轮机及多喷嘴冲击式水轮机应在协联T况下运行；c
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
电站额定水头H./m
20≤H40
40≤H<100
100≤H≤300
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转桨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川条件下应能连续额定负荷运行。当不符合下列使川条件时，应按技术协议或产品说明书执行。
海拔高程不超过1000m（以黄海高程为准）；a）
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%；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%；b）
在额定功率因数下，当电压与频率同时发生偏差（电压偏差不超过士5%，频率偏差不超过c
士1%），若两者偏差均为偏差时，两者偏差之和不超过6%；若两者偏差均为负偏差，或为l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，在规定的使川环境条件及额定T况下，定子绕组、转子绕组和定子铁心4
等部件温升限值不应超过表6的规定。表6转子绕组、定子铁心等部件允许温升限值序号
规定。
水轮发电机部件
定子绕组
定子铁心
转子绕组
不与绕组接触的其他部件
集电环
测量方法
电阻法或埋人检温计法
埋人检温计法或温度计法
电阻法
温度计法
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不同耐热绝缘等级材料的最高允许温升/KB级
部件的温升不应损坏该部件本身或任何与其相邻部件的绝缘
水轮发电机在额定运行工况下，其轴承的最高温度采川埋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
轴承类型
不允许超过的温度/℃
推力轴承
巴氏合金瓦
推力轴承
塑料瓦体
导轴承
巴氏合金瓦
座式滑动轴承
巴氏合金瓦
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8确定，似达到该表中允许持续时间的过电流次数平均每年不应超过2次。表8空气冷却定子绕组允许过电流倍数与持续时间定子过电流倍数（定子电流/定子额定电流）1.10
允许持续时间／min
水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4.3.6
算的数值：
1000+0.01S
式中：
绝缘电阻，单位为兆欧（M2）：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）。·（4）
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对T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），可按公式（5)修：R, =R×1.6%
式中：
一定子绕组绝缘电阳阻值，单位为兆欧（M2）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（℃）。
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；（5）
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
额定转速n/（r/min）
推力轴承支架的垂占
导轴承支架的水平振动
定子铁心部位机渠水平
定子铁心振动（100Hz）
卧式机组各部分轴承垂
100250375n750
振动允许值（峰峰值）／μm
注：振动值系指机组处在各种正常运行工况下测得以位移峰-峰值表示的最大振动峰峰值。4.3.8
水轮发电机的噪声水平不应大于表10规定的充许值，表10水轮发电机噪声允许值
测量部位
立.式水轮发电机在水轮发电机盖板外缘上方垂立距离1m处卧式水轮发电机在水轮发电机非驱动端距离机组1m处n>750
额定转速n/（r/min）
n≤250
80dB(A)
85dB(A)
85dB(A)
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GR/T2.7989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。4.4励磁系统运行性能质量
当同步发电机的励磁电压和电流不超过其额定励磁电压和电流的110%时，励磁系统应保证长期运行。
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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，不应大于50s4.4.3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—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T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当励磁系统控制川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il常运行。4.4.6空载电压整定范围应符合下列规定：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；a
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。b）
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；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；b）
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c
1.5 s、1.5 s、2.5 s;
高压同步发电机在空载情况下且阶跃响应为士10%时，其超调量不应大于阶跃量的50%。d)
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：a）半导体型调节器为士10%；
b）电磁型调节器为士5%。
4.4.9白动电压调节器应保证发电机在空载运行状态下频率变化士1%时，同步发电机端电压变化不大于下列数值：
半导体型调节器为士0.5%；
电磁型调节器为士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：4.4.10
调节时间不大于5s；
端电压摆动次数不大于5次；
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。
励磁设备应具有良好的散热性能，设备及盘板不应有过热现象。4.4.11
强迫冷却的励磁设备（不包括旋转励磁机），单板在离析1m处噪市（市功率级）不应大于80dB(A)。
4.4.13除采川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调述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，能实现机组的白动、于动起动和停机。当调速器白动部分失灵时，应能于动运行。如接力器于动操作机构时，油压装置应装有备油泵调速器运行应平稳，接力器无抽动、机组无溜负荷现象。b）
安全阀动作应正确、可靠；白动补气装置及油位信号装置动作应证确、可靠。调速器关闭时间应整定合格。
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4.5.2水轮机调速系统静态特性应符合下列规定：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。a)
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b）
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c）车
关系曲线偏差不应大于奖叶接力器总行程的1%。表11
主接力器转速死区规定值
调速器操作功Er/（N·m）
调速器类型
转速死区ix/%
ER>75000
18000≤ER≤75000
d）冲击式水轮机调速系统静态品质应符合下列规定：测至喷针接力器的转速死区应符合表11规定；1）
3000ER<18000
特小型
ER<3000
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2）
不大于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%。4.5.3水轮机调速系统动态特性应符合下列规定：调速器应保证机组在各种.T况和运行方式下的稳定性：。在空载T况于动运行时，3min内大a)
型电调调速器转速摆动相对值不应超过士C.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%。当于动空载转速摆动相对值满足规定时，在空载.T.况白动运行时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士0.33%，特小型调速器转速摆动相对值不应超过士0.38%。如果机组于动空载转速摆动相对值大于规定值，其白动空载转速摆动相对值不得大于相应于动空载转速摆动相对值。b）
机组用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%额定转速值以工的波峰不超过2次；
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2）
士0.5%为止所经历的时间，不应大于40S；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。3）
4.5.4油压装置应符合下列规定：集油槽、压力罐及附件不漏油、不渗油，油温在允许范围内；a)
油泵及其电机运转证常，无异常振动过热现象，安全阀、启动阀的开启关闭应证常，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：指示山础，白动补气装置及集油槽油位信号装置动作准硫可靠，透平油牌号、油质符合设计规定；d）采川储能式氮气罐的油压装置，应备有充氮气工具。4.6水轮机进水阀门运行性能质量4.6.1机组il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的舰定，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T.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%最大静水压力时应能山常开启；阀门应动作灵活，操作平稳，在各种工况下关闭和开启时无有害振动。8
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