本标准适用于水轮机直接或间接连接的三相50Hz凸极同步发电机。本标准未规定的事项均应符合GB 755-2000《旋转电机 定额和性能》。如有特殊要求，用户和制造厂可在专用的技术协议中规定。 GB/T 7894-2001 水轮发电机基本技术条件 GB/T7894-2001 标准下载解压密码：www.bzxz.net

GB/T7894—2001
本标准非等效采用国际电工委员会标准EC34-1：1996《旋转电机定额和性能》（第10版）。部分条款技术指标高于IEC34-1的要求，部分条款技术指标与IEC34-1水平一致。在编制过程中参照了IEC894：1987（第1版），美国StdIEEE43—1974,StdNEMAMG5.1—1974，ANSIC50.12—1982和俄罗斯IOCT5616-—1989等有关标准。本标准编制过程中在原标准的基础上，根据水电技术进步和发展，对国际标准和国外先进标准认真研究、积极采用、区别对待并针对原标准实施中存在的问题，主要作如下修改：一名词术语与IEC标准尽量统一，一总体框架及条文编排作重大增删和调整，以适应国内外水电设备招标需要；补充了容量和效率、绝缘性能与试验、总体布置和结构强度等共约50余条文；些条文的指标和限值作了部分调整和提高。本标准自实施之日起，原GB/T7894—1987《水轮发电机基本技术条件》作废。本标准由国家机械工业局提出。本标准由全国旋转电机标准技术委员会归口。本标准由哈尔滨电机厂有限责任公司负责起草。本标准主要起草人：刘公直、王建刚、朱元巢、韩祖荫、唐远伟、李渝珍、易卜吉。本标准委托哈尔滨大电机研究所负责解释。1
1范围
中华人民共和国国家标准
水轮发电机基本技术条件
Fundamental technical specificationsfor hydro generators
GB/T7894—2001
代替GB/T7894—1987
本标准适用于与水轮机直接或间接连接的三相50Hz凸极同步发电机（以下简称水轮发电机）。本标准未规定的事项均应符合GB755一2000《旋转电机定额和性能》。如有特殊要求，用户和制造厂可在专用的技术协议中规定。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。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB156—1993标准电压neqIEC60038：1983）GB7552000：旋转电机定额和性能（idtEC60034-1：1996）GB/T5321—1985用量热法测定大型交流电机的损耗及效率（neqIEC60034-2A：1974)GB/T7409.3—1997同步电机励磁系统大，中型同步发电机励磁系统技术要求GB8564—1988水轮发电机组安装技术规范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JB/T101802000水轮发电机推力轴承弹性金属塑料瓦技术条件DL/T622—1997立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件3使用环境条件
水轮发电机在下列使用条件下应能连续额定运行：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的水轮发电机的热交换器进水温度不大于28℃，也不低于+5℃;
d）水直接冷却的水轮发电机直接冷却部分的进水温度为30℃～40℃，水的电导率不大于（0.5～5）μs/cm;
e）厂房内相对湿度不超过85%；f）安装在掩蔽的厂房内。
4技术要求
4.1基本技术要求
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局2001-07-12批准2001-12-01实施
GB/T7894—2001
4.1.1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土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土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士5%和土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）。4.1.2水轮发电机的额定功率因数一般为：a）额定容量为50MVA及以下者，不低于0.8（滞后)；b）额定容量大于50MVA但不超过200MVA者，不低于0.85（滞后）；c）额定容量大于200MVA者，不低于0.9（滞后）。4.1.3水轮发电机的额定电压值由用户和制造厂商定，应符合GB156的规定。1水轮发电机的额定转速优先在下列转速(r/min)中选择：4.1.4
4.2电气特性
4.2.1容量
a）允许用提高功率因数的方法把水轮发电机的有功功率提高到额定容量。300
如用户有要求，水轮发电机可设置最大容量。此时的功率因数、参数值、允许温升以及与连续运行有关的产品性能由制造厂与用户商定并在专用技术协议中规定。b）水轮发电机应具备长期进相和滞相运行的性能。其进相和滞相的容量和运行范围及带空载长线路允许的充电容量由用户与制造厂协商并在专用技术协议中规定。c）对具有8个及以上空气冷却器的立式水轮发电机，在正常进水条件下停用1个冷却器时发电机仍能以额定容量连续运行，各部件的温升不超过规定值。对空气冷却器少于8个的发电机，当停用1个冷却器时的允许运行容量应在专用技术协议中规定。4.2.2温升
4.2.2.1绕组、定子铁心等部件温升空气冷却及水直接冷却的水轮发电机在规定的使用环境条件（按第3章）及额定工况下，定子、转子绕组和定子铁心等的温升限值应不超过表1的规定。表1绕组、定子铁心等部件允许温升限值热分级
测量方法
水轮发电机部件
空气冷却的定子绕组
定子铁心
水直接冷却的定子绕组、转
子绕组和定子铁心的出水
两层及以上的转子绕组
表面裸露的单层转子绕组
不与绕组接触的其他部件
集电环
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表1(完)
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90
1Th——温度计法;R——电阻法;ETD一埋置检温计法。
2考虑水轮发电机在非基准运行条件和定额（海拔高度超过1000m，冷却空气温度超过40℃及额定电压超过11000V等）可参照GB755进行修正。3对经常承受周期负载或经常每天起动2次以上的水轮发电机，应考虑对本表中所规定的温升限值降低（5~10)K。
4.2.2.2轴承温度
水轮发电机在额定运行工况下，其轴承的最高温度采用埋置检温计法测量应不超过下列数值：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
4.2.3效率
4.2.3.1额定效率
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。
4.2.3.2加权平均效率
加权平均效率是发电机在额定电压、额定转速及规定不同的功率因数和不同容量工况下对应的发电机加权效率值。
发电机的加权平均效率按下列公式计算得出，其中加权系数由用户提供。n=Am+B+Cns+.
式中.A、B.C、.
1、2、、
一对应规定的功率因数和容量工况下的加权系数；一对应规定的功率因数、容量及加权系数的效率值。水轮发电机的损耗和效率采用量热法测定，参见GB/T5321。4.2.4参数和时间常数
水轮发电机的电气参数如同步电抗、瞬态电抗、超瞬态电抗、短路比及时间常数等应在专用技术协议中规定。
4.2.5波形畸变系数
a）水轮发电机定子绕组接成正常工作接法时，在空载及额定电压下，线电压波形正弦性畸变率应为下列数值：
额定容量大于300kVA者不超过5%；额定容量为300kVA及以下者不超过10%。b）水轮发电机在空载额定电压和额定转速时，线电压的电压谐波因数(THF)应为下列数值：额定容量为300kVA～1MVA者不超过5%；额定容量大于1MVA～5MVA者不超过3%额定容量大于5MVA者不超过1.5%。4.2.6特殊运行要求
a）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23
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确定。但达到表2中允许持续时间的过电流次数平均每年不超过2次。表2定子绕组允许过电流倍数与时间关系定子过电流倍数
（定子电流/定子额定电流）
空气冷却定子绕组
允许持续时间，min
直接冷却定子绕组www.bzxz.net
注：对具有过负荷运行要求的水轮发电机（见4.2.1a）），其定子绕组允许过电流倍数及持续时间按专用技术协议。
b）水轮发电机的转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间为：空气冷却的水轮发电机不少于50s；直接冷却或加强空气冷却的水轮发电机不少于20s。c）水轮发电机在不对称电力系统中运行时，如任一相电流不超过额定电流In，且其负序电流分量(12)与额定电流之比（标么值)为下列数值时应能长期运行：额定容量为125MVA及以下的空气冷却水轮发电机不超过12%；额定容量为大于125MVA的空气冷却水轮发电机不超过9%；定子绕组直接冷却的水轮发电机不超过6%。d）水轮发电机在故障情况下短时不对称运行时，应能承受的负序电流分量与额定电流之比（标么值）的平方与允许不对称运行时间t(s)之积(I2/In）2×t应为下列数值：空气冷却的水轮发电机：40s；
定子绕组直接冷却的水轮发电机：20s。4.2.7同期并入系统
水轮发电机应能适应在系统中调峰、调频及开、停机频繁的运行要求。对大、中容量的水轮发电机应采用自动准同期方式与系统并列。4.2.8主、中性引出线和相序
4.2.8.1主、中性引出线
水轮发电机定子绕组主引出线数目一般为3个或6个。引出线的方向和布置及多支路的定子绕组结构主引出线和中性引出线数目由用户与制造厂商定。水轮发电机中性点的接地方式、接地装置及其结构型式和技术数据应在专用技术协议中规定。4.2.8.2相序
发电机出线端相序排列应为：面对发电机出线端，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。4.2.9绝缘性能与试验
a）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℃，应不低于按下式计算的数值：
R=1000+0.01SN
一绝缘电阻，MQ；
式中：R
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Un一水轮发电机的额定线电压，V；一水轮发电机的额定容量，kVA。SN
对干燥清洁的水轮发电机，在室温t(℃)的定子绕组绝缘电阻值Rt(MQ)，可按下式进行修正：Rt=RX1.61010
式中.R-
对应温度为100℃的绕组热态绝缘电阻计算值，MQ。b）转子单个磁极挂装前及挂装后在室温+10℃～+30℃用500V或1000V兆欧表测量时，其绝缘电阻值应不小于5MQ。挂装后转子整体绕组的绝缘电阻值应不小于0.5MQ。c）水轮发电机定子绕组在实际冷态下，直流电阻最大与最小两相间的差值，在校正了由于引线长度不同引起的误差后应不超过最小值的2%。d）水轮发电机定子绕组的极化系数R10/Ri（R1o和Ri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）水轮发电机定子线棒(线圈)常态介质损失角正切及其增量的限值应符合表3的规定。表3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
指标值，%
一水轮发电机额定线电压，kV。注：UN
0.2UN~0.6UN
Atgd=tgda.60N-tgda.20N
f）有绝缘要求的水轮发电机推力轴承、导轴承、座式滑动轴承及埋置检温计均应对地绝缘，其绝缘电阻值在+10℃～+30℃测量时，应不小于表4的规定。表4发电机轴承各部绝缘电阻
水轮发电机部件
推力轴承
导轴承
座式滑动轴承
定子埋置检温计
绝缘电阻值
绝缘电阻
测量仪器
兆欧表
兆欧表
在推力轴承、导轴承装入温
度计注入润滑油前测量
卧式水轮发电机轴承仅需
一端绝缘
g）额定电压为6300V及以上的水轮发电机，当使用地点在海拔高度为4000m及以下时，其定子单个线棒（线圈）应在1.5倍额定线电压下不起晕；整机耐电压时，在1.0倍额定线电压下，端部应无明显的金黄色亮点和连续晕带。当海拔高度超过1000m时，电晕起始电压试验值应按JB8439进行修正。
h）额定电压为6300V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测定。试验电压分级稳定地升高，每级为0.5倍额定电压，且持续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%。i）水轮发电机应能承受表5中所规定的50Hz交流（波形为实际正弦波形)耐电压试验，历时1min而绝缘不被击穿。
定子绕组：
水轮发电机部件
a）额定线电压为24000V及以下
b）额定线电压为24000V以上
转子绕组：
a）额定励磁电压为500V及以下
b）额定励磁电压为500V以上
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表5绕组交流耐电压试验标准
出厂试验电压(有效值)
2倍额定线电压+3000V
按专用技术协议
10倍额定励磁电压（最低为1500V）2倍额定励磁电压十4000V
1表5中所列出厂试验电压适用于在制造厂内进行总装配或完成定子、转子分装配的发电机。其交接试验电压为出厂试验电压的0.8倍。
2对在工地完成定子、转子分装配的发电机，如定子、转子已分别按表5通过耐电压试验，则在总装配后按表5试验电压的0.8倍进行交接试验。4.3机械特性
4.3.1水轮发电机的规定旋转方向，从非驱动端看为顺时针方向。如有特殊要求，应在专用技术协议中规定。
4.3.2水轮发电机的转动部分，应满足水电站调节保证计算和电网稳定性对GD2值的要求。当调速器系统正常工作时，允许水轮发电机在甩负荷后，不经任何检查并入系统。4.3.3水轮发电机和与其直接或间接连接的辅机，应能在飞逸转速下运转5min而不产生有害变形。如要求飞逸时间超过5min由用户与制造厂商定。4.3.4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时，历时20s的短路故障而无有害变形或损坏。4.3.5水轮发电机的结构强度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。
4.3.6水轮发电机的结构强度应能满足使用地点地震烈度的要求。地震加速度数值由用户提出并在专用技术协议中规定。
4.3.7水轮发电机的定子和转子组装后，定子内圆和转子外圆半径的最大或最小值分别与其平均半径之差不大于设计气隙值的士4%。定子和转子间的气隙，其最大值或最小值与其平均值之差应不超过平均值的士8%。4.3.8对装有推力轴承和导轴承的立式水轮发电机的机架，其垂直方向和水平方向的允许双幅振动值，以及卧式水轮发电机轴承在垂直方向的允许双幅振动值，应不大于表6的规定。表6水轮发电机振动(双幅)允许限值额定转速，/min
推力轴承支架的垂直
>100～250
>250~375
>375~750
振动允许值（双振幅），μm
导轴承支架的水平振
卧式机组各部轴承垂
直振动
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表6(完)
额定转速，/min
>100~250
>250~375
>375~750
振动允许值（双振幅),um
注，振动值系指机组在各种正常运行工况下测得的以位移峰-峰值表示的最大振动值。>750
4.3.9水轮发电机定子铁心在对称负载工况下，100Hz的允许双幅振动值应不大于30μm。4.3.10在水轮发电机盖板外缘上方垂直距离1m处测量的噪声水平，应为下列数值：额定转速为250r/min及以下者不超过80dB(A）)；额定转速高于250r/min者不超过85dB（A）。4.3.11水轮发电机与水轮机组装完毕后，机组转动部分的第一阶临界转速应不小于最大飞逸转速的120%。
4.3.12调峰用的水轮发电机允许年起动次数一般不超过1000次。要求调峰的水轮发电机应在专用技术协议中说明。
4.3.13水轮发电机的承重机架，在最大轴向负荷作用下的垂直挠度值在专用技术协议中规定。4.4结构基本要求
4.4.1总体结构
a）水轮发电机的结构型式和总体布置由用户与制造厂商定。b）水轮发电机的结构应便于检修，在结构允许的条件下应设计成其下机架及水轮机的可拆部件在安装和检修时能通过定子铁心内径。大型机组应设计成在不抽出转子和不拆除上机架的情况下更换定子线棒和转子磁极，以及对定子绕组端部和定子铁心进行预防性检查。c）水轮发电机的集电环，导轴承及推力轴承的结构应设计成在不影响转子和相关部件情况下便于拆卸、调整和更换。
d）水轮发电机上机架、机座及下机架的埋件设计应满足安装调整方便以及承受定子绕组突然短路转矩、转子半数磁极短路不平衡磁拉力、不平衡水推力及振动力作用下，不发生异常变形和位移。e）对可能引起有害共振的水轮发电机的机架、机座及其他结构件的固有频率应予以核算，以避免与水轮发电机的振动频率和它的倍频，或与不对称运行时转子和定子铁心的振动频率产生任何可能的共振。
f）为便于靠近和检查集电环、电刷、轴承、制动器和测速装置，应具备必须的平台或支撑或人孔或梯子或栏杆。应设置可观察电刷磨损情况的观察孔。在所有转动部件和带电部分周围应设置适当的防护。
g）水轮发电机应根据需要决定是否设置一个粉尘收集系统或相应结构，以便除去制动时产生的粉尘。具体设置位置和结构由用户与制造厂商定。h）水轮发电机机坑内应视情况分别设置电热、除湿系统和照明系统，具体配置由用户和制造厂商定。
i）为防止杂散电流通过，水轮发电机的轴承及其他导电部件，如定子、机架、支撑件、密封件和检测器等应根据需要设置绝缘。水轮发电机的定子机座、机架、油冷却器、空气冷却器、发电机机坑内的金属管路及要求接地的其他部件应设有可靠接地的端子把合螺栓。具体要求由用户提出并在专用技术协议7
中规定。
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j）凡需在工地组装的水轮发电机定子机座、机架和转子支架等应在工厂内进行预装，并在分瓣面设置定位连接结构。
k）水轮发电机的结构部件表面应清理干净，并涂以保护层或采取防护措施。表面颜色按用户提供的色卡确定。
4.4.2主要结构部件
a）水轮发电机的转子一般应具有阻尼绕组（或具有阻尼作用的结构）。如无阻尼绕组应在专用技术协议中说明。
b）立式水轮发电机的推力轴承，可采用润滑油在油槽内冷却的自循环系统，也可采用镜板泵外部冷却自循环系统或带油泵装置的外部冷却循环系统。c）采用巴氏合金瓦的推力轴承和导轴承的油温不低于10℃时，应允许水轮发电机起动。并允许水轮发电机在停机后立即起动和在事故情况下不制动停机，但此种停机一年之内不宜超过3次。如推力轴承采用高压油顶起装置时，则应允许在高压油顶起装置事故情况下不向推力轴承供压力油停机。
当油冷却器中的冷却水中断时，充许机组带额定容量无损运行的时间应在专用技术协议中规定。d）对采用弹性金属塑料瓦的推力轴承不应再设置高压油顶起装置。在油槽油温为5C及以上时，应允许水轮发电机起动，并充许机组停机后立即进行热起动。在导水叶不漏水条件下，充许不施加制动进行情性停机，但此种停机一年之内不宜超过3次。当油冷却器的冷却水中断时，若瓦体温度不超过55℃，油槽热油温度不超过50℃，推力轴承仍应能继续运行，其允许运行时间由制造厂确定。对推力轴承的结构和塑料瓦的设计制造及其他参数和性能等要求可参照专用技术条件B/T10180和DL/T622。
e）推力轴承和导轴承的油槽应采取防甩油和密封措施，严防润滑油甩出及油雾逸出。4.5通风冷却系统
4.5.1水轮发电机可采用以下通风冷却系统：a）开启式自通风冷却系统（一般适用于额定容量为1MVA及以下的水轮发电机)b）管道通风冷却系统（一般适用于额定容量大于1MVA但不大于4MVA的水轮发电机)；c）密闭循环通风冷却系统（一般适用于额定容量大于4MVA的水轮发电机)；d）定子绕组直接冷却和转子绕组空气冷却系统；e）定子绕组、转子绕组水直接冷却系统。对空气通风冷却系统，允许从发电机出风口引出部分热风供厂房取暖，暖风量和补风量在专用技术协议中规定。
4.5.2水直接冷却的水轮发电机绕组水系统的管道和设备应采用防锈材料制造。冷却系统的管路应有隔热措施。
4.5.3空气冷却器和油冷却器的冷却水压力一般按(0.2～0.3)MPa进行设计。冷却器的试验水压力为工作水压力的1.5倍（最低不小于0.4MPa），历时60min无泄漏。4.5.4空气冷却器和油冷却器应采用紫铜、铜镍合金的无缝管或其他能防锈蚀的管材。4.6制动系统
4.6.1额定容量为250kVA以上采用滑动轴承的立式水轮发电机应设有制动装置。额定容量为1MVA以上的立式水轮发电机必须装设一套采用压缩空气操作的机械制动装置。制动系统靠压力供油应能顶起机组转动部分。根据用户要求，可增设电气制动装置。正常停机时可采用机械制动或电气制动，也可两者配合使用。根据用户要求，可以制造具有制动系统的卧式水轮发电机。8
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4.6.2水轮发电机采用机械制动时，其空气压力一般为（0.50.7)MPa。制动系统应能在专用技术协议中规定的预定时间将机组转动部分从20%~30%（采用塑料瓦的发电机为10%~20%额定转速下连续制动停机。
当水轮机漏水使机组产生的转矩不大于水轮机额定转矩的1%时，制动系统应保证机组制动停机。4.6.3水轮发电机单独采用电气制动，当机组转动部分转速达到50%额定转速时，按设置的程序自动投入电气制动停机。
水轮发电机可采用电气制动和机械制动配合使用，当机组转速下降到50%额定转速时，电气制动系统首先投入运行；转速继续下降到额定转速的5%～10%时，再投入机械制动系统直到停机。电气制动时的电流值应按定子绕组温升和要求制动停机的时间确定，并在专用技术协议中规定。4.7灭火系统
4.7.1额定容量为12.5MVA及以上的水轮发电机，应在定子绕组端部适当位置装设水喷雾灭火装置。
4.7.2根据需要可在大、中容量水轮发电机内部的适当部位设置火警探测器（如感烟、感温及红外线等），并可自动启动灭火装置和发出信号。4.7.3水灭火系统的供水压力为（0.3～0.6)MPa。灭火环管为紫铜管或不锈钢管，或其他能防锈蚀的管材。
4.8检测系统和装置及元件
4.8.1水轮发电机应装有不受外界干扰且与发电机转速成线性关系的测速装置，作为调速器和信号装置的信号源。
4.8.2为测量定子绕组和定子铁心的温度，应在发电机定子槽内至少埋置下列数量的电阻温度计。对空气冷却的水轮发电机：
a）额定容量为1MVA及以下的水轮发电机可不必埋置温度计；b）额定容量大于1MVA但不大于12.5MVA的水轮发电机埋置6个。c）额定容量大于12.5MVA的水轮发电机埋置12个；当定子绕组并联支路数大于2时，在绕组每相每个并联支路上埋置2个。
对水直接冷却的水轮发电机：
a）在定子绕组每个并联水路出水端的上、下层线棒间埋置1个；b）在定子铁心槽底埋置6个；
c）每套纯水处理系统进出水总管各理置1个。4.8.3为测量水直接冷却的水轮发电机定子、转子绕组的出水温度：a）在定子绕组每个并联水路的绝缘引水管出水端埋置1个电阻温度计；b）在每个转子线圈出水端埋置1个电阻温度计。注：对采用其他冷却介质直接冷却的水轮发电机，其绕组和铁心的检温计埋置数量和位置按专用技术协议。4.8.4在每个空气冷却器上均应装设测量冷风温度的电阻温度计1个，并至少在每台电机的2个空气冷却器上分别装设测量冷风温度的信号温度计和测量热风温度的电阻温度计各1个。根据需要，空气冷却器供水或排水总管上可装设电阻温度计1个。4.8.5为测量推力轴承和导轴承的温度，在推力轴承和导轴承巴氏合金瓦内至少应分别放置2个电阻温度计和2个信号温度计：在推力轴承塑料瓦内至少应放置2个信号温度计且每块瓦内应放置1个电阻温度计：在座式滑动轴承内至少放置1个信号温度计或1个电阻温度计；在推力轴承和导轴承油槽内至少放置1个电阻温度计和1个信号温度计。根据需要，推力轴承和导轴承冷却水出口可分别装设1个电阻温度计。4.8.6根据用户要求，可在导轴承、推力轴承及其他适当位置装设位移传感器、速度传感器或加速度传感器，以监测有关部位的振动和变形。9
GB/T7894—2001
4.8.7水轮发电机可供选择和采用的自动化检测系统和装置主要有：温度检测装置、液位检测装置、油位传感器、冷却水流量指示传感器、振动检测装置、油混水检测器、轴电流检测装置、火灾报警和自动化灭火系统、粉尘收集系统、加热干燥和除湿检测装置、局部放电检测系统、气隙测量系统及蠕动探测器等。
对每一种自动化检测系统和装置及相关元件的规格、型式和性能要求以及与计算机监控系统接口的配置及选择和采用的可能性和必要性由用户与制造厂商定。4.9励磁系统
4.9.1水轮发电机的励磁系统型式为自并激可控硅整流励磁系统。根据用户要求，制造厂可以提供其他型式的励磁系统并在专用技术协议中说明。4.9.2励磁系统的基本技术条件应符合GB/T7409.3。5
供货范围
水轮发电机供货范围包括下列内容：a）发电机本体及其附属设备（盖板装配、挡风板装配、油水气管路装配、制动装置等）：b）励磁系统成套装置；
c）供机组调速和信号用的测速装置（无调速系统则不提供）；d）水直接冷却的水轮发电机成套水处理设备，补水及备用供水装置；e）备品备件（按专用技术协议规定，表7供参考)；表7水轮发电机主要备品备件
定子条形线棒（上层）
定子条形线棒（下层）
定子多匝叠绕线圈
推力轴承瓦
上导轴承瓦
下导轴承瓦
套筒轴承瓦(卧式轴承）
制动块、密封圈、弹簧
磁轭键
磁极键
滑环电剧
滑环电刷盒及弹簧
轴承用绝缘板、绝缘套简等
磁极线圈（各类型）
阻尼环接头
定子槽楔
绝缘包扎材料
电阻温度计
1~2台机
3~4台机
每台机各一台份
按上层线棒备用量的1/3数量
按一个节距定子线圈所需数量
每台机各类型各2个
5台机以上
电接点电阻温度计
磁轭压紧螺杆
GB/T7894—2001
表7(完)
1~2台机
3~4台机
每台机各类型各1个
每台机配各类螺杆的1/10～1/201“台份”系指每台机所需的份数(或数量)。2对定子多匝叠绕线圈（项3)最少分别不小于1个、2个和3个节距定子线圈的数量。3如需变更备品备件的数量或种类时，由用户和制造厂商定。f）安装专用设备和工具（在专用技术协议中规定）；g）安装图样和技术文件。
6试验及验收
6.1每台（件)产品须经检验合格后才能出厂，并须附有产品质量检查合格证。5台机以上
6.2对在工厂内进行的必要试验项目应有用户代表参加(具体项目按专用技术协议）。对不能在制造厂内进行总装配的水轮发电机，应以国家标准和制造厂的技术文件或有关规程为依据，在工地安装完毕后在制造厂技术人员指导、检查和监督下进行交接试验或起动试运行试验。6.3水轮发电机厂内主要检查试验项目应包括：a）硅钢片的磁化特性及损耗试验；b）关键部分（转轴、转子支架、冲片、推力头、镜板等)材料的化学成份和或机械性能试验；c）转子单个线圈电阻和绝缘电阻测定及定子、转子单个线圈耐电压试验；d）定子多匝叠绕线圈匝间耐电压试验；e）定子单个线圈冷热状态的介质损失角正切及其常态增量的测定，起晕电压的测定；）对工件尺寸、装配尺寸进行校验，对部件（定子分瓣机座、圆盘式转子支架、导轴承和推力轴承装配及盖板、挡风板装配等）进行必要预组装；g）冷却器和制动器的耐压试验；h）水直接冷却定子线棒和转子线圈的水压、流量试验；注：对在制造厂内完成定子、转子分装配的发电机，厂内检查试验项目还应包括第6.4条所列a)项～j)项。6.4水轮发电机现场主要交接试验项目应包括：a）定子铁心磁化（铁损）试验（额定容量为12.5MVA及以下者根据用户需要决定）；b）水直接冷却定子和转子绕组的水压、流量和检漏试验；c）绕组对机壳及绕组相互间绝缘电阻的测定；d）测温元件绝缘电阻的测定；
e）绕组在实际冷态下直流电阻的测定；f）定子绕组对机壳直流耐电压试验；g）绕组对机壳及绕组相互间工频交流耐电压试验；h）定子绕组整体起晕电压试验（额定容量为12.5MVA及以下和额定电压为6300V以下者不试验）；
i）定子绕组对地电容电流测定（额定容量为12.5MVA及以下者不测)；i）转子每个磁极交流阻抗的测定（额定容量为12.5MVA及以下者根据用户需要决定）k）轴承绝缘电阻的测定（滚动轴承无绝缘者不测）；1）油-气-水系统试验（压力和功能试验）。11
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