DB33 T 809-2010(2013) 农村水电站运行管理技术规程.pdf

1、ICS 27.140 P59 备案号： 29882-2011 DB33 浙江省 地方标准 DB 33/T 809 2010（ 2013） 农村水电站运行管理技术规程 Technical regulations for operational management of rural hydroelectric power stations 2010 - 09 - 19 发布 2010 - 10 - 19 实施 浙江省质量技术监督局 发布 DB33/T 809 2010（ 2013） I 目 次 前言 . III 1 范围 . 1 2 规范性引用文件 . 1 3 术语和定义 . 1 4 基本规定

2、. 2 5 水工建筑物 . 2 5.1 大坝 . 2 5.2 泄洪建筑物 . 3 5.3 进水口 . 3 5.4 隧洞 . 4 5.5 明渠 . 4 5.6 渡槽 . 5 5.7 压力前池（调节池） . 5 5.8 调压室（井、塔） . 5 5.9 升压站土建 . 6 5.10 厂房 . 6 6 水工 金属结构 . 7 6.1 压力管道 . 7 6.2 钢闸门及闸门启闭机 . 7 7 机电设备 . 9 7.1 水轮机发电机组 . 9 7.2 阀门及主阀启闭系统 . 10 7.3 调速系统 . 10 7.4 励磁系统 . 11 7.5 保护与监控装置 . 12 7.6 直流系统 . 12 7.7

3、 油、气、水系统 . 13 7.8 电力变压器与互感器 . 13 7.9 开关设备 . 14 7.10 电力电缆 . 14 7.11 防雷装置 . 14 7.12 接地 . 14 7.13 电站巡检 . 15 7.14 安全定检 . 15 7.15 定期检修 . 15 DB33/T 809 2010(2013) II 8 其它设施 . 15 8.1 消防 . 16 8.2 起重 . 16 8.3 通信 . 16 DB33/T 809 2010（ 2013） III 前 言 本标准依据 GB/T 1.1-2009给出的规则进行起草。 本标准由浙江省水利厅提出并归口。 本标准负责起草单位：浙江省水

4、电 管理中心、浙江省水利河口研究院。 本标准主要起草人：葛捍东、陈烨兴、孙从炎、王丰平、仇涛、周伟彬、裘江海、施银士、陈晓健、季健康、姚岳来、马瑞、许为平。 DB33/T 809 2010（ 2013） 1 农村水电站运行管理技术规程 1 范围 本 标准 规定了农村水电站 运行管理 的 术语和定义 ，提出 水 工建筑物、水工金属结构、机电设备和其它设施安全运行的技术要求。 本 标准 适用于农村水电站的安全运行、安全监测、安全鉴定、技术改造及报废更新。 本标准适用于单站装机容量为 50 MW 0.5 MW、 送 出线 路 电压等级 110 kV及以下 的水电站， 装机容量小于 0.5 MW的水电

5、站亦可 参照执行 。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是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/T 8564 水轮发电机组安装技术规范 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB 50201 防洪标准 (附条文说明 ) DL/T 596 电力设备预防性试验规程 DL 5061 水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范 DL/T 5080 水利水电工程通信设计技术规程 DL/T 5091 水力发电厂接 地设计技术导则 SL 191 水工混凝土结构设计规范 (附条文说明 )

6、 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 农村水电站 为农村电气化建设提供电能，单站装机 容量为 50 MW及以下的 水电站。 3.2 水工建筑物 控制和调节水流，防治水害，开发利用水资源的建筑物 ，主要包括大坝、泄洪设施、进水口、隧洞、明渠、渡槽、压力前池（调节池）、调压室（井、塔）、升压站、厂房等 。 3.3 水工金属结构 DB33/T 809 2010(2013) 2 泄水、引水、发电和通航等水工建筑物上的压力钢管、各类钢闸门等及其相应的启闭设备。 3.4 机电设备 将水能转变为电能的动力设备及其附属的配电 设备、变压设备、监视、控制、测量、信号和保护性电气设备等，主要包括

7、水轮发电机组、阀门及主阀启闭系统、调速系统、励磁系统、保护与监控装置、直流系统、油气水系统、电力变压器与互感器、开关设备、电力电缆、避雷装置、接地等。 4 基本规定 4.1 水电站的安全运行应执行有关行业技术标准、本规定的要求及主管部门的安全生产制度。 4.2 水电站的生产管理部门应建立健全安全生产责任制和各项操作规程，配备必要安全生产技术人员，落实岗位责任制。 4.3 汛期应严格按照防汛调度方案、应急预案等执行。 4.4 根据水电站的安全生产要 求，做好机电设备安全监测工作。对影响水电站安全运行的设备，应进行更新改造，必要时对水电站进行报废。应定期进行大坝安全鉴定或安全技术认定，并按有关规范

8、对大坝安全性进行分析和分类。 5 水工建筑物 5.1 大坝 5.1.1 基本要求 大坝应安全，坝面应整洁，按规定设置观测设施，严格执行日常巡查、维护养护和定期观测制度，并对观测资料整编分析。大坝应符合以下要求： a) 土石坝坝坡应稳定，坝顶及坝坡坡面平整，无影响结构稳定或安全的裂缝、沉陷、隆起、蚁穴或动物洞穴，下游面及坝趾区无渗漏水坑、下陷区、管涌，无植物异常生长，渗水无浑浊； b) 混凝土坝相邻 坝段无错动，伸缩缝和止水工作正常，上下游坝面、宽缝内及廊道壁上无异常裂缝和异常漏水，混凝土无异常破损、溶蚀、水流侵蚀现象，坝体排水孔工作正常，排水孔渗漏水的漏水量和水质无显著变化，坝顶防浪墙无异常开

9、裂、损坏； c) 采用水力自控翻板门的混凝土堰坝除了应达到混凝土坝的相关要求，翻板门启闭应灵活； d) 橡胶坝塌坝装置动作应可靠，满足泄洪要求。充水（气）管道及机电设备运行正常，坝袋无损伤。 5.1.2 监测设施 大坝应有可靠的沉 降、渗流等方面的监测设施，监测设施运行正常，监测资料齐整。 5.1.3 巡检 大坝主管单位（或业主单位） 应对大坝工程进行 经常检查、例行检查、定期检查、特别检查。对于坝高 15m以上或库容 100万 m3以上水库的大坝，应采用下面的巡检周期，坝高小于 15 m且库容在 10万 m3100万 m3之间的小型水库的大坝可参照执行： DB33/T 809 2010（ 2

10、013） 3 a) 经常检查：由日常管理、维护的专职管理人员实施巡视检查，土石坝宜每天 1 次，其它坝型宜每周 1 2 次； b) 例行检查：由管理单位组织有经验的专业技术人员进行，土石坝宜每周 1 次，其它坝型宜每月1 2 次。在汛期，当水位达到工程设计正常蓄水位时，应增加次数，特别是当出现大洪水时，每天至少 1 次；病险工程达到汛期限制水位时，每天 不少于 2 次； c) 定期检查：由管理单位负责人组织对工程进行全面检查，汛前、汛后和汛期各 1 次； d) 特别检查：由管理单位负责人组织。当工程遇到严重影响安全运用的情况（如暴雨、地震、大洪水、强热带风暴、水位骤升骤降或持续高水位等）、工程

11、发生较严重的破坏现象或其它危险情况时，必须进行特别检查，必要时对可能出现险情的部位进行连续监视。 大坝巡视检查范围，包括坝体、坝基、坝肩、各类泄洪、输水设施及其闸门，以及对大坝安全有重大影响的近坝区岸坡和其它与大坝安全有直接关系的建筑 物和设施。 5.1.4 定检 由大坝主管单位（或业主单位）申请，由 各级水行政主管部门按分级管理权限 负责组织，定期对已投入运行大坝的结构安全性和运行状态进行定期检查。定检周期为 5 10年。 5.2 泄洪建筑物 5.2.1 基本要求 泄洪建筑物应结构完整，泄洪流道无破坏，泄洪道、泄洪洞的陡坡、侧墙及边壁无异常的裂缝、沉降和渗水，消能设施工作正常。 5.2.2

12、泄洪能力 泄洪建筑物应保持泄流通畅，泄洪能力应满足设计规范要求。 5.2.3 控制系统 泄洪闸、阀设备应完好，启闭正常，并有可靠的操作电源。 5.2.4 巡检与定检 泄洪建筑物 的巡检与定检周期与大坝相同， 主要检查如下内容： a) 溢洪道（泄水洞）的闸墩、边墙、胸墙、溢流面（洞身）、 工作桥等处有无裂缝和损伤； b) 消能设施有无磨损、冲蚀和淤积情况； c) 下游河床及岸坡的冲刷和淤积情况； d) 水流流态； e) 上游拦污设施的情况。 5.3 进水口 5.3.1 基本要求 进水口应 有足够的进水能力，不允许各种有害污物进入引水道和水轮机。位置合理，进口轮廓平顺，流速较小，流量可控制。有足够

13、的强度、刚度和稳定性。 5.3.2 拦污装置 进水口应装设拦污装置，每隔 1 2年进 行 1次大修。 拦污装置应及时清理，确保有足够的过水能力。 DB33/T 809 2010(2013) 4 5.3.3 淹没深度 有压进水口应有足够的淹没深度，保证在进水过程中不产生漩涡。 5.3.4 充水 应保持进水口通气管的畅通。对隧洞或压力钢管充 水时，应避免充水过快造成隧洞或压力钢管的破坏。 5.3.5 淤积 进水口应高于泥沙淤积高程，有淤沙堵塞且不能清除的应予以改造。 5.3.6 边坡 进水口的边坡应稳定。 5.4 隧洞 5.4.1 基本要求 隧洞主体结构应稳定，无衬砌隧洞不应有严重掉块和渗漏，衬砌

14、隧洞不应有严重混凝土剥落及渗漏。隧洞的掉块、剥落致使水轮机不能正常运行的，应及时修复或改造。 5.4.2 放空检查 应定期放空检查及检修，定期清理隧洞中的积石坑，周期为每年 1次。 当机组发生异常事故导致隧洞压力超出设计要求，或巡检发现隧洞出口两侧山坡有不稳定或渗漏水现象时，应立即放空检查。 5.4.3 过流能力和水头损 失 隧洞的截面积或截面形状应能满足电站过流要求。隧洞的糙率应能满足电站的水能利用率要求，不应造成过大的水头损失。 5.4.4 最小压力 有压隧洞全线洞顶处的最小压力，在最不利的运行条件下， 不宜 小于 0.02 MPa。设计在明满 流过渡条件下运行的隧洞不受此限制。 5.5

15、明渠 5.5.1 基本要求 渠道主体和边坡应稳定，应无岩土坍塌或岸崩，无衬砌损坏和渗漏水等现象，渠堤安全超高应能保证在洪水季节和机组甩负荷时渠道不溢流。 渠道内不应有泥沙沉积，渠道表面不应有严重冲蚀、衬砌损坏等现象。 5.5.2 进渠水量 有压进水口后接明渠的渠道，应特别关注进水口闸门的 水量调节，保证电站的需水量，但不应放水过多，影响渠道的安全。当有超过电站引用流量进入渠道时，应通过溢流侧堰泄流，侧堰尺寸应能满足泄流需要。 DB33/T 809 2010（ 2013） 5 5.5.3 流速 引水渠道在设计流量下的平均流速，应小于护面材料的允许流速；在多泥沙条件下应满足不冲、不淤的要求。 5.

16、5.4 巡检与定检 明渠的巡检与定检周期与大坝相同， 主要检查如下内容： a) 渠道边坡有无岩土 坍塌或岸崩现象，衬砌有无损坏，渗漏现象是否严重； b) 渠道淤积情况。 5.6 渡槽 5.6.1 基本要求 渡槽槽身 和 槽墩应稳定， 应无 倾斜 、开裂、破损等现象 。 渡槽衬砌损坏、槽墙或底板混凝土开裂、表面被 冲蚀的，渡槽伸缩缝止水结构年久老化、出现渗水漏水的，应予修复或改造。 5.6.2 巡检与定检 渡槽的巡检与定检周期与大坝相同， 主要检查如下内容： a) 槽身和槽墩的稳固性； b) 衬砌、槽墙或底板的结构破坏情况。 5.7 压力前池（调节池） 5.7.1 基本要求 压力前池（调节池）的

17、布置，应能引导和控制水流从隧洞或引水渠道向压力管道平稳过渡和均匀配水，并保证水电站正常运行和事故情况下的安全。 压力前池（调节池）的底板、挡水堰坝、挡水墙应无变形、衬砌破损、边坡坍滑、渗漏水等现象。拦污栅应坚固可靠，栅格尺寸适当，避免杂物进入水轮机流道。 5.7.2 水位的控制 压力 前池（调节池）水位应满足压力管道进水口淹没深度的要求，非自动调节的压力前池应设置溢流堰以排泄过多水量。 5.7.3 闸门 压力前池（调节池）闸门的结构强度应满足要求，启闭灵活、止水完好。 压力前池（调节池）及闸门的大修宜与隧洞放空检查或压力管道检修同时进行。 5.7.4 巡检与定检周期 压力前池（调节池） 的巡检

18、与定检周期与大坝相同。 5.8 调压室（井、塔） 5.8.1 基本要求 调压室（井、塔）基础应无不均匀沉陷，无渗漏，无裂缝，无严重风化剥蚀，无衬砌损坏。 DB33/T 809 2010(2013) 6 5.8.2 附属设施 调压室（井、塔）的附属设施应安全完整，栏杆、扶手、楼梯或人行爬梯应完整无松动，水 位观测设施应正常可靠。 5.8.3 巡检周期 调压室（井、塔）巡检周期为每月 1次。 机组发生甩负荷后应马上检查调压室（井、塔）的结构及附属设施的完整性及可靠性。该次检查不计入巡检次数。 5.9 升压站土建 5.9.1 基本要求 升压站基础应稳定，能满足防洪标准要求，边坡无坍塌现象。 5.9.

19、2 混凝土结构 升压站混凝土基座、架构应稳固，混凝土结构最大 裂缝允许值、最低强度等级值 应符合 SL 191的 要求。 5.9.3 拦护及安全距离 升压站周围，应设围栏防护设施，并符合 DL 5061的要求。 升压站内裸露带电导体对地面距离应符合 DL 5061的 要求 。 5.9.4 巡检周期与定检周 期 升压站土建巡检周期每天 1次， 定检周期与大坝相同 。 5.10 厂房 5.10.1 基本要求 厂房混凝土梁、板、柱等的裂缝、结构强度及耐久性应满足设计或规范要求，工作桥及启闭机主梁挠度应不超过规范允许值，水轮发电机机墩应无混凝土开裂、破损等现象。 厂房屋顶不应有渗漏水，厂房内排水通畅，

20、护栏、扶手完整坚固，采光、通风良好，门窗开关灵活。 5.10.2 防小动物进入 厂房应有防小动物进入的措施。 5.10.3 防洪要求 水电站厂房应根据 GB 50201划分的等级，满足防洪要求。若资料缺失、河道情况改变，应复核厂房的设计洪水位、校核洪水位。不能满足防洪标 准的，应采取工程措施，使其满足防洪标准。若工程措施不足以提高厂房防洪标准的，应报废或移址重建。 5.10.4 巡检与定检周期 厂房土建巡检周期每天 1次， 定检周期与大坝相同 。 DB33/T 809 2010（ 2013） 7 6 水工金属结构 6.1 压力 管道 6.1.1 基本要求 压力钢管应符合以下要求： a) 钢管厚

21、度符合设计要求，施工质量良好，各种试验资料齐全； b) 钢管无明显变形和严重锈蚀，无裂纹和渗水现象； c) 钢管进人孔和钢管伸缩节止漏密封压缩均匀，无漏水现象，如有渗漏现象，应及时进行调整修复，应定期打开钢管进人孔进行检查； d) 应保证压力钢管在支墩滑道上自由滑动。 6.1.2 防腐 压力钢管表面应定期进行防腐处 理， 防腐处理周期视运行环境不同，每 1 3年 1次 。防 腐涂层应均匀、无脱离现象。 6.1.3 镇墩、支墩 压力引水管镇墩、支墩的混凝土结构应完整稳固，无开裂、破损等现象，否则应及时修复。 6.1.4 巡检 应定期检查全管段的表面锈蚀情况、伸缩节渗漏情况和镇支墩基础结构的稳定状

22、况，发现问题及时处理。 巡检周期每年 至少 2次，一般在丰水期前、后各 1次，管理单位可视运 行情况适当增加。 6.1.5 安全检测 对已出现明显锈蚀的压力钢管，应进行安全检测，对腐蚀情况进行评估。若发现管壁有效厚度明显减小，应进行强度验算。 使用年限 超过 25年的压 力钢管，应进行安全 检测，并对钢管的强度和稳定进行校核。 6.2 钢闸门及闸门启闭机 6.2.1 钢闸门安全运行基本要求 钢闸门应无变形、无裂纹、止水完好、滑轮滚动灵活。 钢闸门的面板、主梁及边梁、弧形闸门支臂等主要构件发生腐蚀锈蚀的，一般应进行结构检测和焊缝无损探伤检测，进行强度、刚度复核计算。 6.2.2 钢闸门的更换条件

23、 钢闸门应整体坚固可靠，以下情况视为不能满足安全运行条件，并应予以更换： a) 整扇闸门因腐蚀需要更换的 构件达到 30%以上 的； b) 整扇闸门因强度条件需要更换的构 件达到 30%以 上的； c) 整扇闸门因刚度条件需要更换 的构件达到 30%以 上的。 6.2.3 钢闸门埋件的更换条件 DB33/T 809 2010(2013) 8 闸门埋件存在以下情况的，视为不能满足安全运行条件，并应予以更换： a) 闸门轨道严重磨损，或接头错位超过 2 mm 不能修复的； b) 闸门埋件严重腐蚀、锈损或空蚀的。 6.2.4 启闭机安全运行基本要求 启闭机安全运行应满足以下条件： a) 应有可靠的电

24、源； b) 操作电气柜应整洁，开关、闸刀及继电器动作可靠，限位控制系统动作准确，信号灯、表计指示正确，电线电缆、启闭电机绝缘良好； c) 启闭机室内无杂物，门窗完好； d) 露天布置的启闭机需加机罩，操作电气柜柜门应上锁。 6.2.5 卷扬式启闭机 卷扬式启闭机运行 灵活，并符合下述条件： a) 经检测或复核计算，启闭机额定启闭力大于闸门启闭力； b) 启闭机机架及卷筒、传动齿轮运行可靠； c) 钢丝绳无扭结、压扁、弯折、笼状畸变、断股、波浪形等现象，钢丝或绳股、绳芯被挤出、损坏、断丝不超过一定数量； d) 闸门制动、限位正确。 6.2.6 液压式启闭机 液压 式启闭机应符合下列安全运行条件：

25、 a) 缸体或活塞杆无裂纹，活塞杆无明显变形； b) 液压元件不出现明显磨损、严重老化、严重泄漏、动作失灵，运行噪声 不超过 85dB（ A声级 ）。 6.2.7 螺杆式启闭机 启闭机螺杆应无明显变形、弯曲，螺杆、螺丝无严重锈蚀，并装设以 下装置： a) 电动的螺杆启闭机应有可靠的电气和机械的过载安全保护装置； b) 手电两用或手动螺杆启闭机应装设安全手把； c) 手电两用的 启闭机在手动机构与机器联通时，应有断开全部电路的安全措施。 6.2.8 钢闸门的巡检与安全定检 钢闸门巡检周期为每月 1次。 钢闸门主要巡检内容为金属结构的锈蚀情况。对于已出现明显锈蚀的钢闸门，应进行安全检测，对腐蚀情况

26、进行评估。若发现钢结构有效厚度明显减小，应进行强度验算。 钢闸门投入 运用后每隔 15 20年 ，应进行一 次全面安全定检， 对 闸门的稳定和 钢结构的强度进 行校核。 6.2.9 启闭机的巡检与 安全定检 闸门启闭机巡检周期为每月 1次。 巡检内容包括启闭机及与其相关的辅助设备，如启闭控制系统、备用电源、变压器等。有条件时，可在检查的同时做启闭机空载启闭试验往返各 1次。 启闭机的安全定检宜与闸门同时进行。 DB33/T 809 2010（ 2013） 9 7 机电设备 7.1 水轮机发电机组 7.1.1 基本要求 水轮机应运行正常，达到规定出力， 各组成部件应符合： a) 转轮无裂缝，损坏

27、或空蚀在允许范围内，转轮叶片剥落深度、面积符合制造厂保证值要求； b) 轴流式、贯流式、冲击式机组转轮叶片与转轮室壁间隙正常，混流式机组迷宫间隙正常； c) 导叶或喷嘴运行正常，无异常磨损或 破坏，漏水所产生的转矩不应大于机组 额定转矩的 1%，漏水量不应影响机组正常停机； d) 导叶、桨叶接力器动作平稳，开启和关闭时间 符合设计要求，协联正确； e) 在额定的水轮机传动力矩、出口电压额定和励磁装置正常的情况下，发电机应运行平稳，有功、无功调节正常。 7.1.2 轴承及主轴密封 轴承及主轴 密封应符合下列要求： a) 轴瓦表面应无裂纹、脱壳等缺陷，橡胶轴瓦表面应平整，巴氏合金轴瓦研刮后，瓦面接

28、触应均匀； b) 机组运行时，轴承油箱应无漏油，油槽无甩油，油色、油位正常，油质合格，轴承冷却器无漏水，轴承温度正常，不应有瓦温急剧升高 现象； c) 水轮机主轴检修密封、工作密封漏水量不超过设计允许值，工作密封的密封件与转环密封面接触良好，供排水管路畅通。 7.1.3 温升 发电机定子、转子绕组和定子铁芯等处温升应正常，无突增现象。 7.1.4 绝缘 发电机的定子绕组和转子绕组应绝缘良好，发电机定子达到或超过 B级绝缘等级。 7.1.5 紧急停机和制动 水轮发电机组应设有紧急停机装置，装置动作后，应使机组停机。 额定容量 为 1MW以上的立式水轮发电机 组 应装 设一套采用压缩空气操作的机械

29、制动装置。装有飞轮的卧式机组应装设压缩空气操作或油操作的机械制动装置，通常在 20% 35%额定转速时投入 。不得采用木头卡制飞轮的制动方式 。 7.1.6 振动 机组运行时各部位振动值应正常。根据不同的机组型式和额定转速，水轮发电机组稳定运行时各部位振动应符合 GB/T 8564的 允许值。机组甩负荷过程结束后，各部分振动值应能恢复回原先稳定值，否则需进行处理 。 7.1.7 摆度 机组运行时，其主轴运行摆度值（ 双幅值）应不大于 75%的轴承 总间隙。 DB33/T 809 2010(2013) 10 7.1.8 噪声 水轮发电机组正常运行时，发 电机层的噪声值应不超过 85 dB（ A声

30、级） 。 7.1.9 过渡过程 水轮发电机组在过渡过程应满 足以下要求： a) 当机组出现故障或事故，或者输出线路发生跳闸时，水轮发电机组应能 自动、迅速地切换到安全的运行模式或停机状态； b) 当机组在最不利运行工况下甩负荷时，机组的转速上升和水压上升不应对机组、过流部件、引水建筑物和压力管道造成破坏。 7.2 阀门及主阀启闭系统 7.2.1 阀门基本要求 水电站的各类阀门应操作方便，密封性能良好，检修及维护方便。主阀应符合以下主要指标： a) 主阀的正常稳定工作位置应处于全开或全关； b) 主阀启闭平滑，无剧烈振动； c) 主阀长期运行后，主要构件无严重腐蚀与空蚀，按蚀余结构复核计算应力或

31、实测应力达到设计允许应力 的 95%以上； d) 主阀密封装置无严重磨损，漏水量 不影响机组安全运行的要求； e) 主阀应有 可靠的操作电源。 7.2.2 启闭要求 机组主阀应能动水关闭，其关闭时间应不超过机组在最大飞逸转速下持续运行的允许时间。无主机厂保证资料的电站，主阀关闭时间 宜按 60 s 120 s整 定。 机组主阀应在静水下开启。开启主阀前先打开旁通阀向蜗壳或喷管充水，等主阀两侧压力基本平衡后，再开启主阀，关闭旁通阀。 7.2.3 启闭系统基本要求 阀门启闭系统应符合以下主要指标： a) 采用螺杆螺母操作，螺杆螺母无裂纹、螺纹折断，螺纹牙磨损程度不超过螺距的 5%； b) 采用涡轮

32、蜗杆和伞齿轮操作，传动齿轮无断齿、裂纹， 齿面点蚀损坏不得超过齿合面 30%、深度不得超过原齿厚 10%； c) 采用液压式启闭，缸体或活塞杆无裂纹，活塞杆无严重变形，液压元件无老化、泄漏严重、动作失灵现象，运行噪声小于 85 dB（ A 声级）； d) 铸造机座和箱体无明显裂纹； e) 经检测阀门启闭力安全系数大于 1.05。 7.3 调速系统 7.3.1 基本要求 调速器应表面整洁，控制电源安全可靠，内部电气回路接线整齐，元器件无积灰、损坏，操作油泵运行时无异常振动和噪声，油压管路布置整齐，管路接头无渗、漏油现象。 7.3.2 油压装置 DB33/T 809 2010（ 2013） 11

33、调速器油压装置应能保证调速器在正常油压范围内运行。当油压过高时，安全 阀应能可靠动作，当油压过低时，动作报警信号或动作机组低油压事故保护流程。 7.3.3 开、停机时间 测试调速器的开、停机时间，测试时调速器油压装置应在正常油压范围内，测试数 量为 3次以上，所测得的开、停机时间均应符合设计要求。 开、停机时间需要定期校验，一般每月 1次。 7.3.4 静特性 调速系统静态特性应符合下列规定： a) 静特性曲线应近似为直线，非线性度不大于 5%； b) 测至主接力器的转速死区不超过表 1 规定值。 表 1 测至主接力器的转速死区规定值 调速器类型 大型 中型 小型 特小型 电调 电调 电调 机

34、调 转速死区 ix（ %) 0.02 0.06 0.10 0.18 0.20 7.3.5 三分钟转速摆动 调 速器应保证机组在各种工况和运行方式下的稳定性。在调速器自动时，机组的三分钟转速摆值，对大型电调不超过 0.15%，对中、小型调速器不超过 0.25%，特小型调速器不超过 0.3%。机组如果手动空载转速摆动相对值大于规定值，其自动空载转速摆动相对值不得大于相应手动空载转速 摆动相对值。 7.3.6 过渡过程 机组 甩负荷后，调速器的动态品质应达到： a) 甩 100%额定负荷后，在转速变化过程，超过稳态转速 3%额定转速值以上的波峰不超过两次； b) 从机组甩负荷时起，到机 组转速相对偏

35、差小于 1%为止的调节时间 tE 与从甩负荷开始至转速升至最高转速所经历的时间 tM 的比值，对中、低水头反击式水轮机不大于 8，桨叶关闭时间较长的轴流转桨式水轮机不大于 12；对高水头反击式水轮机和冲击式水轮机应不大于 15；对从电网解列后给电厂供电的机组，甩负荷后机组的最低相对转速不低于 0.9（投入浪涌控制及桨叶关闭时间较长的贯流式机组除外）； c) 接力器不动时间，对电调不大于 0.2 s，机调不大于 0.3 s。 7.4 励磁系统 7.4.1 基本要求 励磁系统应屏柜整洁，无积灰现象，接线整齐，线路无异常老化，电缆头牢固， 元器件无损坏，风机运行正常。 7.4.2 炭刷 DB33/T

36、 809 2010(2013) 12 炭刷应完整、良好、不跳动、不过热、不冒火。 7.4.3 过励能力 当水轮发电机组的励磁电压和电流不超过其额定值的 1.1倍时，励磁系统应保证能长期连续运行。 7.4.4 励磁调节范围 励磁系统的自动电压调节功能应能保证同步发电机励磁电流在空载额定电压的 70% 110%范围内稳定、平滑地调节。 在发电机额定转速下，起励检查手动控制单元调节范围，下限不得高于发电机空载励磁电压的 20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的 110%。 7.4.5 频压特性 励磁系统应保证在发电机空载运行状态下，频率变化为额定值的 1%时端 电压变化率：对于半导体型的不大于 0.

37、25%，对于电磁型的不大于 2%。 7.4.6 起励 当同步发电机 100%电压起励时，自动电压调节器应保证其端电压超调量不得超过额定值的 15%，电压振荡次数不超过 3次，调节时间应不超过 10 s。 7.4.7 甩负荷时励磁特性 在额定功率因数下，当发电机突然甩额定负荷后，发电机电压超调量应不大于 15%额定值，电压振荡次数不超过 3次，调节时间应不超过 10 s。 7.4.8 励磁过电压保护 励磁回路宜装设转子过电压保护，保护发电机转子和励磁装置本身。 7.4.9 灭磁 励磁系统应有灭磁功能，能在正常和下述非正常工况下可靠的 灭磁： a) 发电机运行在系统中，其励磁电流不超过额定值，定子

38、回路外部短路或内部短路； b) 发 电机空载误强励（继电保护动作）。 7.5 保护与监控装置 7.5.1 保护 机电设备的保护应绝缘可靠、元器件动作正常，损坏的部件应及时更换。对于使用期超过 15年的装置或设备，继续留用的应进行严格检查、试验，确保运行安全。 继电保护装置应符合 GB/T 14285的 相关要求，应尽量采用当前先进产品或设备，不应 使用淘汰或失效产品。 7.5.2 监控 装机总容量超过 10 MW的水电站，宜设置工业电视系统作为集中监视手段，监视机组、升压站、水工建筑物等主 要机电设备 /设施的安全运行。 7.6 直流系统 DB33/T 809 2010（ 2013） 13 7

39、.6.1 基本要求 直流系统整流装置应屏柜柜面整洁，各种保护、信号、指示仪器仪表正常，柜内配线整齐，整流元件特性良好，运行过程无异音、过热现象。 7.6.2 蓄电池室 单独设置的蓄电池室应达到：地面整洁，地面、墙裙采用耐酸材料，有良好的供水水源和排水设施，采暖通风设备良好。 7.6.3 蓄电池组 蓄电池应无变形，颜色正常，接头联接牢固可靠无生盐现象。应定期检查蓄电池极板及电解液颜色，检验电池组放电容量，对于容量不能满足的，应予以调换。 7.7 油、气、水系统 7.7.1 着色 水电站所有的油、气、水管路应按要求着色。 7.7.2 系 统图 控制室或主机室应有水电站的油、气、水系统图，并应悬挂在现场。油、气、水系统图上的阀门位置应与实际情况相对应。 7.7.3 油净化 水电站应备有油净化设备或能就近进行油的净化处理。 7.7.4 压缩空气系统 有机组制动用气和油罐补气要求的水电站，应有可靠的压缩空气系统，储气量应在压力下限