1.3　水轮发电机组及其附属设备安装

水轮发电机组是水电站最重要的动力设备，也是水电站电源产生的基础设备，其设计制造质量的优劣、安装调整质量的好坏直接关系到水电站能否安全稳定运行、关系到电能指标和水电站的经济效益。一个水电站的机电安装工程，水轮发电机组安装是控制全过程的最关键项目和最主要的安装施工内容。

1910年8月我国第一座水电站——云南石龙坝跃龙水电站开工建设，1912年5月机组安装完成投产，装机容量2×240kW。1951年四川长寿县龙溪河下硐水电站安装了我国自行设计制造的第一台800kW混流式水轮发电机组。1960年新安江第一台国产75.5MW水轮发电机组安装投产。1969年我国第一座百万千瓦水电站——刘家峡电站国产第一台225MW水轮发电机组安装投产。

1979年，我国第一部正式的“水轮发电机组安装技术规范”即电力部标准《电力建设施工及验收技术规范（水轮发电机组篇）》（SDJ 81—79）颁发，1988年修订后的《水轮发电机组安装技术规范》（GB 8564—88）作为国家标准正式颁发，在全国范围内执行使用时间长达15年。2003年经再次修订为《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T 8564—2003），目前还在执行。1993年发布我国第一部关于水轮发动机组启动试验的电力部标准《水轮发动机组起动试验规程》（DL 507—93），2002年经修订充实完善为《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T 507—2002），2014年又进行修订为《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T 507—2014）。2010年发布《水电水利基本建设工程单元工程质量等级评定标准》（DL/T 5113）关于水轮发电机组和辅助设备部分的系列标准全部编制完成。30多年来，上述标准对全国水电工程水轮发电机组及辅助设备安装、启动试运行的规范指导和技术进步起到了关键性的作用。

2008年年底，三峡水电站26台单机容量700MW的水轮发电机组全部投产，而2010年8月，小湾水电站6台单机容量为700MW的高水头水轮发电机组在11个月的时段内也相继顺利投产。2014年6月底，装机容量仅次于三峡水电站的溪洛渡、向家坝水电站全部建成投产。

1.3.1　水轮机及其附属设备安装

1.3.1.1　混流式水轮机安装

（1）各个时期安装投产有代表性的混流式水轮机见表1-7，部分水电站混流式水轮机单机容量增长见图1-1。

（2）混流式水轮机安装技术发展简述。混流式水轮机是水电站应用得最广泛的水轮机机型，也是我国西南地区水电进一步持续开发所将采用的基本机型，适用水头范围为50～350m。盐锅峡水电站混流式水轮机最高水头仅为39.5m，而硗碛水电站混流式水轮机最高水头达到555m，单机容量80MW，额定转速n=600r/min，转轮直径D1=2.888m。

新中国成立初期，丰满水电站安装了当时国内最大的由苏联列宁格勒金属工厂（LMZ）制造的85MW的混流式水轮机，接着在官厅、狮子滩、上犹江等水电站安装投产了新中国第一批国产的所谓“中型”的混流式水轮机，装机容量10.5～16.7MW；1960年国产单机容量为75.5MW的新安江水电站大型混流式水轮机的安装投产，标志着我国水轮机制造安装迈上了一个全新的台阶。接着刘家峡水电站单机容量230MW、丹江口水电站单机容量155MW、龚嘴水电站单机容量110MW、白山水电站单机容量306MW等一大批典型的混流式水轮机安装及顺利投产，为我国混流式水轮机安装可持续发展的理论和实践打下了坚实的基础。20世纪90年代，以李家峡水电站、二滩水电站的单机容量在448.8～621MW之间的混流式水轮机为代表，实现了混流式水轮机安装单机容量提升的跨越式的发展。

进入21世纪的前10年，三峡、龙滩、小峡、拉西瓦、溪洛渡、向家坝等水电站700～800MW巨型混流式水轮机的安装和投产，使我国混流式水轮机的安装技术发展到了世界的领先水平。

现代大型混流式水轮机安装中的主要技术简述如下：

1）尾水肘管已由传统的钢筋混凝土衬砌改为钢板衬砌，肘管安装如同尾水锥管一样，成为混流式水轮机基础安装的一部分，并形成了相应的安装调整工艺方法，包括防吊装变形及加固措施、混凝土浇筑程序控制措施等。

2）座环为平板型上、下环板与固定导叶组成的焊接结构，上、下环板采用厚度超过200mm的Z35类抗撕裂钢板，固定导叶则采用合金钢板卷制加工而成。座环的安装在于分瓣座环组合后，对上、下环板制定合理的焊接工艺和进行无损检测，以期尽量减少焊接内应力；而对其焊接变形和装配尺寸精度，则主要依靠座环现场加工工序来解决。

3）蜗壳采用抗拉强度超过590MPa的高强钢板制造，数控自动切割下料，滚压卷制成型。现场安装时，焊前预热，焊后作保温消氢处理。蜗壳焊接后的无损检测方法，除超声和射线探伤检查外，又增加了TOFD衍射时差法智能超声检测手段。蜗壳埋入混凝土的方式已分别实践了加弹性垫层埋入、充水保压埋入和直接浇混凝土埋入的多种方式，均取得成功。

4）水轮机埋件：蜗壳、尾水锥管、尾水肘管、机坑里衬等的制作，已经改为由安装施工企业在现场制造，既解决了运输和生产成本的根本问题，也进一步提高了埋件的制造精度和减少了安装调整难度。

5）转轮的组装焊接和加工，无论是分瓣（半）结构，还是由上冠、下环、叶片散件组焊的结构，其组焊工艺均已成熟，并形成了行业的工艺标准，与制造厂家配合已经完全掌握了现场全不锈钢（马氏体）转轮的焊接工艺和应力消除的方法。

6）新型座环现场加工程序和工艺的制定，保证了导水机构安装、调整的精度；而水轮机筒型阀的广泛使用又对座环的安装、加工提出了新的要求，筒型阀先进的同步机构和同步控制技术，已完全避免了运行中阀体卡阻的故障。

7）主轴与转轮的连接采用摩擦和剪切传递扭矩的两种方式。前者多用于中、小型混流式水轮机，主轴与转轮依靠大轴止口和径向销钉定位；后者用销钉螺栓或销套定位并传递扭矩，多用于大型混流式水轮机。螺栓的伸长由专用工具—液压拉伸器或加热棒来操作，保证安装的精度可完全满足设计要求。

8）水轮机总装配工艺中在大轴垂直度、盘车摆度校正、止漏环圆度和径向间隙调整、特殊结构副底环安装、水导瓦间隙分配等方面，经不断实践体验，逐步完善了相应的调整方法和质量标准，尤其是对难度较大的高水头混流式水轮机的总装配，工艺进一步成熟。

9）机组启动试运行中，主轴密封工作状态、水导轴承处的轴摆度、水导瓦运行温度的调整和处理以及水轮机稳定工作范围的测取、筒型阀的动作试验已成为试运行中安装企业应完成和研究的主要的工作内容。

1.3.1.2　轴流（转桨）式水轮机安装

（1）各个时期安装投产有代表性的轴流（转桨）式水轮机见表1-8、轴流（转桨）式水轮机单机容量增长见图1-2。

（2）轴流（转桨）式水轮机安装技术发展简述。轴流式水轮机一般均指轴流转桨式水轮机，虽然其结构复杂、造价较高，但水轮机平均效率高，电能效益好，能适用于水头变幅相对较大的中低水头段，即8～70m范围。石门水电站13MW轴流（转桨）式水轮机最高水头达78m，而富春江水电站水轮机最低水头则为8m。我国早期的轴流（转桨）式水轮机为大伙房水电站的水轮机，单机出力16.6MW，1959年投产。

1975年，八盘峡水电站首次引进瑞典KMW公司KV4-55型转桨式水轮机，单机出力37MW，额定水头Hr=18m，转轮直径D1=5.5m。该水轮机具有结构新颖合理、安装调整方便、工艺要求严格的特点，为我国轴流转桨式水轮机传统安装工艺的改进提供了良好的借鉴。

1981年葛洲坝水利枢纽二江电厂1号、2号机组（单机容量为175.3MW）轴流（转桨）式水轮机投入运行，转轮直径达11.3m。1993年当时世界上单机容量最大的水口水电站轴流（转桨）式水轮机投入运行，额定出力204MW。随后，又有铜街子、乐滩、平板、沙湾、深溪沟、银盘、草街等水电站的一大批轴流（转桨）式水轮机投入运行，其单机容量均在150MW左右，转轮直径一般不超过8.5m，其中转轮直径最大的为乐滩水电站水轮机，D1=10.4m。随着我国水电开发重心向西南转移，与混流式水轮机相比较，近10多年来对轴流（转桨）式水轮机的设计、制造和安装的研究开发程度略有逊色，但通过对上述一系列大型轴流机组安装工程的实践，加上轴流转桨式水轮机结构设计具有一定的相似性和通用性，所以总的安装技术早已成熟，下一阶段还将有桐子林、安谷、枕头坝、大藤峡、赛格、小南海等水电站的水轮机开始安装。其中赛格水电站水轮机单机容量223.5MW，额定水头46m，最小水头33.7m，转轮直径8.0m左右，是我国后期单机容量最大的轴流转桨式水轮机。

现代大型轴流转桨式水轮机安装中的主要技术简述如下。

1）采用高尾水管型的设计，使尾水肘管加长，尾水管底板至桨叶中心的高程距离放大至2.8D1，水轮机效率提高，但使转轮安装检修难度增加，土建工程成本提高。

2）座环下环或固定导叶在混凝土基础上的固定方式有：无下环结构，固定导叶与上环板分体，固定导叶直接与基础连接；有下环结构、座环分瓣；或有下环但固定导叶直接与基础连接的三种方式。现代安装工艺已经很好地解决了分体结构无下环板座环的安装与调整，主要是固定导叶基础调整和混凝土的防变形浇筑工艺，最终控制座环上环板顶盖安装平面的水平与高程。

3）由于在结构上有将推力轴承支撑在水轮机内顶盖（支持盖）上的设计，推力支架在支持盖上的安装调整往往作为推力轴承受力调整的主要内容，安装精度较高，（不包括推力轴承支撑在发电机下机架上的布置设计）相应的安装调整工艺及相关技术要求也已经成熟。

4）转轮和主轴吊入机坑时，一般均采取与支持盖一同组合整体吊入的方式，转轮叶片不再开孔悬挂，主轴和转轮的重量由支持盖承受。

5）只要运输条件允许，转轮体均整体出厂运输至工地，在工地再安装叶片及其密封件并作油压操作试验，转轮体内部不再在现场分解重组装。转轮一般均采用活塞带动操作架操作叶片的结构，近来已多改为采用缸动式的结构，即活塞不动，由缸体带动操作架操作叶片，安装时缸体导向配合件的精度检查对安装提出了质量要求，并且转轮在安装中要起吊翻身。

6）轴流（转桨）式水轮机主轴可以与发电机轴分开为两根轴，也可以设计成整台机组一根主轴的型式。当推力轴承支撑在发电机下机架上时，采用两根轴或一根轴方案均可；当推力轴承支撑在支持盖上时，为降低厂房高度，机组也可以采用一根轴型式。不同型式轴系结构及其连接对安装程序和工艺的要求均已在相关工程中实施，效果均良好（如水口、葛洲坝水电站125MW机组均为一根轴结构，深溪沟、沙湾水电站等机组为两根轴结构）。

7）主轴与轮毂体的连接一般均采用摩擦传递扭矩的方式，依靠径向销钉和大轴止口定位、单头螺栓连接，螺栓的应力和伸长由液压拉伸器操作，而转轮叶片法兰把合螺栓的应力和伸长值，多采用加热棒来操作保证。

8）机组启动试运行后，主轴密封的工作状态、水导摆度、水导瓦温及水导内置式冷却器冷却效果，叶片密封状况，水轮机在不同水头和桨叶角度下的协联及运行稳定性等已成为安装企业应完成和研究的主要的工作内容。

1.3.1.3　灯泡贯流式水轮发电机组安装

（1）各个时期安装投产有代表性的灯泡贯流式水轮发电机组见表1-9，国内灯泡贯流式水轮发电机组单机容量增长见图1-3。

（2）灯泡贯流式水轮发电机组安装技术发展简述。灯泡贯流式水轮发电机组系由贯流式水轮机和灯泡式发电机组合而成，是目前世界上应用得最广泛的低水头和超低水头的水电机组机型。1930年德国人库尼（Kuhne）注册获贯流式水轮机专利，1933年瑞士爱舍维斯公司（Esther Wyss，简称EW）正式获得灯泡贯流式水轮发电机组制造专利，1936年将第一台灯泡贯流式机组安装在波兰的诺斯汀（Rostin）水电站，单机出力195kW。由于灯泡贯流式水轮发电机组（以下简称灯泡机组）在低水头、河床式水利枢纽以及航运发电工程枢纽中有明显的应用优势，因其技术经济指标先进，工程布置简单、投资少、维护方便，而获得了迅猛的发展。灯泡机组应用水头一般在26m及以下。灯泡机组功率因数高，不作调相运行。

20世纪70年代以来，西方各国和苏联已经开始大量安装使用灯泡机组。1977年法国奈尔皮克公司为美国石岛水电站设计安装了8台54MW的灯泡机组，转轮直径D1=7.4m。随后，奥地利、瑞士、德国、苏联和日本均先后发展了大批的灯泡机组。日本日立公司为只见水电站制造安装的灯泡机组单机容量65.8 MW，至今仍是世界上已投入运行的最大灯泡机组。挪威克瓦纳公司曾制造过单机容量45MW，转轮直径达8.2m的灯泡机组，并以带行星增速齿轮传动的机组著称。

我国1980年前先后安装投产了一批小型的灯泡机组，容量不足2000kW。20世纪80年代，富春江水电设备总厂制造的江厦潮汐式灯泡贯流式机组（试验性机组）具有相当的代表性。该机组单机容量500～700kW，可正反转双向运行，有发电、泄水、抽水等6种运行工况。1982年马迹塘水电站引进3台由奥地利依林公司制造的灯泡机组，单机容量18MW，D1=6.3m。此后我国中、大型容量的灯泡机组通过引进、消化和吸收，进入了大发展的时代。1996年富春江水电设备总厂与日本富士合作，制造安装了百龙滩水电站单机32MW的灯泡机组，同一时期，天津水电设备总厂与法国Alstom公司合作并制造安装了贡川水电站21.5MW的灯泡机组。20世纪末至21世纪初，国内灯泡机组随着贵港、红岩子、金银台、凌津滩、大源渡、洪江、江口、尼那、康扬等一系列水电站或水利、航电枢纽的建成投产，跃上了30～45MW的等级，而其中以长洲水电站15台42MW的灯泡机组为代表。2008年炳灵水电站5台单机容量48MW的灯泡机组投产；2009年国内单机容量最大的桥巩水电站6台57MW灯泡机组投产，标志着我国灯泡机组制造和安装已达到国际先进水平。当前，我国正在制造巴西杰瑞水电站18台75MW的特大型灯泡机组，而国内沙坪、峡江、岷江下游老木孔、犍为等水电站和水利枢纽工程的开发，为50～60MW级的灯泡机组的制造和安装提供了广阔的工程应用前景。

现代大型灯泡贯流式机组安装中的主要技术简述如下：

1）严格控制管型座安装过程中的组装、吊装顺序，内壳体组合后，按设计要求正公差均匀扭紧组合螺栓、内壳体与上下梯形柱及固定导叶对装焊缝应按规范要求焊接和无损检测，并安装可靠的内、外壳体支撑。管环座在安装、焊接、调整后外壳体下游侧、内壳体上下游侧法兰面的平面度、垂直度、内壳体下游侧法兰面与机组桨叶中心线的轴向距离均应符合《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T 8564—2003）的相关要求，尤其要防止焊接后的变形。混凝土浇筑时应对法兰面和螺孔进行有效保护，并全过程监测（示）管型座法兰的变形和位移情况。

2）灯泡机组安装时，各部位支撑（包括灯泡体支撑、风道框架等）安装间隙和压缩量的调整，应考虑或适应机组热膨胀变形的影响，防止运行泡体热变形位移引起机组热态气隙和轴线的改变。

3）导水机构预组装时，应按照先吊装、调整外导水环（其进水边法兰朝下）、吊装插入导水叶、装配拐臂和导叶端盖，再吊装内导水环（其进水边法兰朝下）的顺序进行。内外导水环应严格同心，导叶内、外端面间隙分配和头、尾部端面间隙调整应符合设计规定。导水机构正式安装完成后以及主轴、转轮、发电机转子吊入调整后均应复测导水叶端面立面间隙。

4）现代大、中型灯泡机组转轮体一般不在工地再做分解、清扫和装配，在检查后仅安装叶片和泄水锥，并按设计要求做叶片操作试验和严密性耐压试验。

5）转轮和发电机转子吊装前后均有必要测量转轮、转子轴线中心与机组主轴中心的同轴度，当松开吊钩、拆除其吊装工具后，应测量计算转轮和转子的下垂度，以便满足转轮室或定子吊装后调整叶片与转轮室间隙及发电机空气间隙的需要。

6）在工地叠片组装的定子，组装时应严格控制定位筋焊缝的连接强度，定位筋与铁芯的径向配合尺寸与间隙的控制应严格按设计要求进行。铁芯压紧度应略高于同尺寸的立式水轮发电机定子，防止运行中因定子热膨胀、运行磁拉力、可能的定、转子短路引起的不平衡磁拉力、振动等对铁芯的影响，产生铁芯塌陷、变位、空气间隙不均，甚至与定转子碰擦等事故；若厂家对定子机座与管环座内壳体上游测法兰组合面有方位要求，应严格按标记的方位吊装定子。

7）优化灯泡机组双支点，双悬臂轴线结构的轴线调整工艺，盘车标准应符合电力行业标准的规定。发电机空气间隙的调整应考虑热变形、泡灯体上浮位移，定子铁芯自重下垂等各种因素的影响，灯泡机组发电机宜安装在线气隙监测装置。

8）组合轴承装配与安装中，应特别注意分瓣推力镜板组合时的装配精度。无论是组合式镜板结构，还是镜板与大轴为一体的结构，正、反向推力瓦与镜板工作面紧靠时，抗重支柱的轴向间隙及其总间隙应满足设计要求，并应考虑轴膨胀变形对间隙的影响。

9）灯泡机组各部位振动摆度的测量应按照《水轮发电机组状态在线监测系统技术导则》（GB/T 28570—2012）来配置。其中水导轴承和组合轴承处大轴摆度和轴承的径向、轴向振动测量点布置位置和方位已严格统一，应能监测出机组轴线的最真实运行状态。

1.3.1.4　水斗式水轮机安装

（1）各个时期安装投产有代表性的水斗式水轮机见表1-10。

（2）水斗式水轮机安装技术发展简述。水斗式水轮机属冲击式水轮机，是典型的冲击式水轮机机型。1889年由美国工程师Lester Allan Pelton注册的专利发明制造，故称为PELTON式水轮机。该机型具有应用水头高，运行负荷范围宽，平均效率高和启闭快速等特点，为混流式水轮机不能适应的超高水头水力资源的开发提供了可能。它将是我国西南地区水电开发的又一种有应用前景的机型。

水斗式水轮机最初在北美和欧洲的山脉地区得到快速的应用，经一个多世纪的发展，水斗式水轮机已成为一种从模型水力设计发展到能可靠运行的成熟机型。模型最高效率已可达到92%以上，应用水头已接近2000m，转轮制造工艺从最初的铸钢件发展到不锈钢整体锻造、分件锻造后焊接，然后数控加工，喷针操作机构由外置式发展为内置式直流喷嘴，投运后的初期检查和可能的缺陷预防也形成了成熟的经验和规范。目前世界上容量最大的水斗式水轮机为瑞士Bieudron水电站的水轮机，单机出力423MW，五喷嘴立轴式，设计水头1869m，额定转速428.6r/min，直径3.993m。能生产现代水斗式水轮机的国外厂家有德国Voith-Siemens水电、奥地利Andritz水电、法国Alstom水电，而国内制造厂家一般都具有生产制造中、小型水斗式水轮机的能力，若遇大型水斗式水轮机的设计制造项目，一般都与国外厂家协作或依靠合资公司中母公司的技术支持。

我国较早期的国产水斗式水轮机于1960年在百丈溪水电站投运，水头350.00m，单机出力12500kW，n=500r/min，双喷嘴双转轮。随后，国产水斗式水轮机又先后在谭岑、磨房沟等水电站安装投运，出力均在15000kW左右。1961年云南阿里洲水电站安装了由捷克SKODA公司生产的42000kW的水斗式水轮机，水头628.00m。1970年以里河盐水沟水电站又安装了SKODA公司生产的卧式双转轮、双喷嘴水斗式水轮机，水头589m，单机出力37500kW，n=600r/min，是国内目前最大的卧式水斗式水轮机。在长达30多年的时间内，我国水斗式水轮机的容量均在60MW以下，而2010年建成的苏巴姑水电站的水斗式水轮机水头达1175m，为国内最高。2006年冶勒水电站由Alstom公司生产的120MW立轴六喷嘴水斗式水轮机安装投运。两年后，与国外厂家协作生产的国产田湾河梯级大发、任宗海、金窝三座水电站的共6台大型水斗式水轮机投入运行，其中金窝水电站水轮机单机出力143.6MW，为国内目前单机出力之最。至此我国的水斗式水轮机的发展已进入大型机组制造与安装阶段。

2010年，由中国水电建设集团承建与安装的南美洲厄瓜多尔科卡·科多·辛克雷（CCS项目）水电站的8台水斗式水轮机单机出力为188.3MW，额定水头Hr=604.1m，已于2016年竣工，为目前国内安装企业承担的最大水斗式水轮机安装项目。

现代大型水斗式水轮机安装中的主要技术简述如下：

1）水斗式水轮机埋设部件相对特殊，但结构相对简单，主要包括基础板、锚环、平水栅、上下转轮室（机壳）、配水环管、中心锥体、机坑里衬等。其中最主要的部件为配水环管，其安装、耐压试验和保压浇筑混凝土是埋件安装中的重要工序，其安装质量决定着水斗式水轮机最终的安装质量和运行质量水平。配水环管一般由屈服限超过500MPa、抗拉强度为590～770MPa的钢板焊接制造。竖轴机组配水环管各喷嘴安装法兰垂直度、中心点高程、中心距、间距（即三维坐标值）均应控制在±2～±3mm之间，喷嘴正式安装前以加工垫的方式调整上述安装误差。配水环管安装调整中的基准线包括：

A.进水口法兰调整基准线：一条与配水环管进水口法兰面平行，用以检查法兰面到机组X轴线的距离，法兰面与X轴线平行度；另一条为纵轴线，控制进水口法兰轴线与机组Y轴线的距离偏差，为球阀、压力钢管安装连接做准备。

B.喷嘴法兰的定位线：即机组X、Y轴线，该线用于检查每个喷嘴法兰到机组中心的距离，定位每个喷嘴的X和Y坐标值。

C.法兰面垂直度检查线：用线锤在法兰面左右分别布置吊线检查。

D.机组中心线：在平水栅中央设支撑架找正中心，控制喷嘴法兰到机组中心的距离。

E.各喷嘴法兰中心点的确定：即法兰面的安装调整基准点。调整一般可按先中心高程—中心点到机组中心的距离—中心点相互间距—法兰面垂直度的顺序进行。

配水环管安装完成后，按要求进行水压试验，试验压力一般为1.5倍最大工作压力，时间为1h，试验完成后降压至规定的内水压力下保压浇筑混凝土。

2）具有中锥体结构的水斗式水轮机，应在配水环管安装并浇筑混凝土后安装调整，中锥体为主轴的安装基准，主轴调整合格后以其为基准采用模拟喷嘴法（假喷嘴）测量确定喷嘴调整垫的加工尺寸，确保喷嘴的最终安装质量。

3）为克服配水环管在浇筑混凝土后可能引起的变位和变形，喷嘴正式安装时以其和配水环管安装法兰面之间的厚调整垫加以补偿。喷嘴安装后，与水斗分水刃的对中偏差，与转轮节圆相切点距离均应符合设计要求。

4）机组盘车合格后，应对喷嘴射流中心（喷针中心）与转轮水斗中心（分水刃）的偏差进行校核，防止水力不平衡对水轮机效率的影响。

5）转轮室（机壳）内的真空补气管安装应严格按照图纸规定的方位和高程控制，防止影响补气效果。

6）机组启动试运行中，应注意以下各项：

A.配水环管充水时必须仔细谨慎地进行，喷针关闭侧油压处于工作状态并锁定，折向器关闭，同时注意利用球阀下游伸缩节的排气阀排除空气。

B.机组空转运转状态下调速器的试验应按照喷针与折向器的协联关系进行，初步校验空载开启度下的协联关系，机组扰动试验要求与混流式水轮机组相同。

C.水斗式水轮机由于折向器动作迅速（2～3s全关），机组转速上升幅度不大，而喷针关闭时间较长（30～40s）。因此，甩负荷时的转速上升和压力上升均较混流式机组小得多，故设计将机组过速试验时的过速值取得较低，一般在110%～115%额定转速之间，所以过速试验风险相对较小。

D.水斗式水轮机的尾水位很低，尾水室内的尾水位与转轮中心的高度距离一般在2.75～4.0m，称为转轮排出高度。而尾水洞为无压洞。机组运转时，在折向器、喷嘴动作后，转轮是在空气中旋转，为加快机组停机时间，一般都采用电制动加机械制动的联合制动方式，也有采用制动喷嘴的双射流方式，这是水斗式水轮机的特点。

E.对于特殊的下游流量工况，尾水洞为有压洞。处于机组尾水位较高，转轮排出高度偏低条件下的水斗式水轮机，有时设有运行中的压水装置，保证在压低尾水状态下机组还能带负荷运行，此时还应进行机组带负荷高尾水位条件下的压水运行试验，以检验在压水工况下，水轮机的出力特性和效率。

1.3.1.5　混流式水泵水轮机安装

（1）各个时期安装投产的有代表性的混流水泵水轮机安装见表1-11。

（2）混流式水泵水轮机安装技术发展简述。抽水蓄能电站的水泵水轮机与常规水轮机的不同之处在于它具有发电和抽水两种功能。早期使用的水泵水轮机，其水轮机与水泵分体设置，称为组合式水泵水轮机，连同发电电动机合称为三机串联抽水蓄能机组。由于水轮机和水泵为各自独立的机械，能分别在其最优工况下工作，达到较高的总效率。机组在两种工况下的旋转方向相同，工况转换方便，但组合式机组结构复杂，整体尺寸大，投资较高。

现代普遍采用的水泵水轮机为水泵与水轮机合为一体，并可以双向旋转的所谓可逆式机组。转轮向一个方向旋转时发电（水轮机工况），向另一个方向旋转时抽水（水泵工况），这是当代水力机械在技术上的重大突破。可逆式水泵水轮机主机只有一台，机械设备结构及布置简单，总体重量减轻，输水管道系统（压力引水钢管及尾水管道）简单，所需阀门设备少。随着水力机械技术的进一步发展，一体式水泵水轮机的水力性能不断提高，其总体效率已接近和达到组合式机组的水平。

可逆式水泵水轮机可以设计成混流可逆式、斜流可逆式、轴流可逆式、贯流可逆式等型式，其应用水头范围见表1-12。

由于混流式水泵水轮机适应水头范围宽，综合效率高，操作维护简单，已成为可逆式水泵水轮机中应用得最为广泛、成熟的机型，在我国更是如此。今后一段时期内抽水蓄能电站的开发，将几乎全部采用具有混流式转轮的可逆式水泵水轮机机型（以下简称可逆式水泵水轮机），并向着高水头、大容量和高转速的方向发展。

当然，对于水头变化幅度很大的抽水蓄能电站，一体式的水泵和水轮机都很难适应偏离最优工况点较远的工作范围，特别是水泵工况时的效率会有一定程度的下降，水力振动也会加剧，为此设计了具有两种同步转速的可逆式水泵水轮机和发电电动机。在水泵工况时，利用改变机组转速（即改变发电电动机磁极对数）来使水泵适应某些工况区域，提高其水力性能。在机组设计和安装方面增加了因发电电动机转子磁极结构不同和运行中要求停机换极操作（倒极设备安装及操控自动化系统等）的复杂程度，但因总体效果不甚明显和现代混流可逆式水泵水轮机本身性能的不断提高而近来很少采用。

抽水蓄能水泵水轮机组的另一个特点是水泵工况的启动运行操作复杂，技术难度较大。水泵工况启动的方式、上下游水库的充蓄水状况、启动设备安装、调试和试验、转轮充水造压和工况转换等均要求施工和调试单位具有一定的技术水平、施工业绩和试运行试验经验。培养水电安装施工企业具有一定的可逆式抽水蓄能机组启动试运行技能和资质仍然是当前我国水电机电安装施工企业科学发展的一项重大任务。

20世纪50年代，我国曾经对云南抚仙湖抽水蓄能电源点进行过研究和初步设计，但直至70年代初作为一种新型蓄能电源的样板，才在河北岗南和北京密云建成初期的抽水蓄能电站。两电站分别安装由日本富士电机和天津发电设备厂制造的斜流可逆式水泵水轮机和发电电动机，该机组通过发电电动机转子换极具有双同步转速，使水电安装界的耳目和视野为之一新。前者为当时世界上最新型的水泵水轮机，斜流桨叶与主轴轴线成49°，转轮体内安装有在锥面上操作的连杆机构，而桨叶接力器则装在发电电动机转子的中心体内，安装后运行情况较好。后者，机组事故较多，运行效果不佳、运行成功率极低。90年代初，潘家口常规和蓄能相结合水电站由意大利DPEW公司制造的三台可变转速混流可逆式机组安装完成并投入运行，单机容量90MW，水头范围35～85m（最大水头和最小水头之比为2.4∶1），转速分别为142.8r/min和125r/min，相应磁极对数为21对/24对，换极操作十分复杂。同时，该机组水泵工况启动用的变频器（SFC）容量达60MW，可在低水头范围内（H＜45m时）通过变频器驱动发电电动机作无级变速运行，使水泵的运行效率更高。但变频器作为运行设备时故障率较高，冷却问题复杂，投资也较大，现代大型抽水蓄能机组的变频器（SFC）已不再要求具备此项功能。潘家口水电站以后，我国抽水蓄能电站的建设方才进入了大中型水泵水轮机安装、试验与启动试运行阶段。

相对有级变速而言，无级变速是水力机械适应水头变化的最理想的调节方式，由于受发电电动机磁极对数和电网频率的限制，发电电动机只有一种同步转速。要改变水泵的转速，只能改变发电电动机磁极对数。但正如前述，改变发电电动机磁极对数从电机结构设计、安装、运行操作等方面均带来较大的困难，对于大容量电机，还会增加事故频发的隐患。所以，近20年来在国外出现了交流励磁的可变速发电电动机，用于抽水蓄能电站对水泵水轮机组的驱动。该电机转子为三相交流励磁，由变频器提供励磁电源，可在额定转速±4%～±8%的范围内无级变速，可以从根本上解决水轮机和水泵两种工况在转速上不匹配的问题，也保证了水泵和水轮机可以经常运行在最优效率区。此外，通过无级变速，同时取得了调节水泵工况输入功率和控制电网频率的效果。1990年世界上最早的可变转速混流可逆式机组在日本的矢木泽抽水蓄能电站投入运行，单机容量85MVA，采用交—交流变频器，转速130～156r/min。但是，可变速蓄能机组造价昂贵，发电机转子结构复杂，除在日本国以外，世界上尚还极少采用。目前世界上最大交流励磁可变速机组为日本的葛野川抽水蓄能电站，发电工况单机容量475MVA，转速500r/min±4%（即480～520r/min），水泵工况扬程739～782m，也是世界上扬程最高的单级混流可逆式水泵水轮机（机组分别由日立、三菱、东芝制造）。世界上转轮直径最大的混流式水泵水轮机的转轮D1=8.23m（8.4m），为美国芦丁顿水电站的机组改造（在建），最大运行水头113.6m，单机容量312MW。

1998年西藏羊卓雍湖抽水蓄能电站建成，安装我国唯一的、由奥地利伏依特公司生产的4台单机22.5MW三机串联式抽水蓄能机组，发电电动机下面为三喷嘴冲击式水轮机，再下面为联轴器和六级离心抽水泵，离心抽水泵下方为下推力轴承，整个机组全部高度为23.4m。随后在20世纪90年代我国又有广州抽水蓄能电站、天荒坪、十三陵、溪口、响洪甸等抽水蓄能电站建成投产，水泵水轮机全部为混流可逆式，单机容量已达300MW，转速可达500r/min，水头（扬程）已超过600m。进入21世纪，我国又先后建成一大批大型抽水蓄能电站，如桐柏、泰安、张河湾、琅琊山、西龙池、黑麋峰、宜兴、宝泉、惠州、白莲河等水电站。在建的还有呼蓄、仙游、响水涧、清源、溧阳、洪屏一级、天荒坪二期、仙居、敦化、绩溪、河北丰宁等水电站，其中浙江仙居水电站的水泵水轮机单机出力为375MW，天荒坪二期水电站、绩溪水电站水泵扬程达763.6m，水泵水轮机也全部为混流可逆式。与此同时，我国大型水泵水轮机的制造也逐步实现了由完全依靠进口逐步转变为合作制造，直至完全由国内制造的过程。可逆式水泵水轮机的启动调试技术逐步完善和成熟，并建立了系统的启动试验国家标准和相应技术保障体系。2001年我国发布第一部关于可逆式机组的启动调试和试运行国家标准为《可逆式抽水蓄能机组启动试验规程》（GB/T 18482—2001），2010年又颁发了第一次修订版（GB/T 18482—2010），可逆式机组的启动调试和试运行已经成为一项专门的成熟技术而为安装、试验企业所掌握，大大提高了抽水蓄能电站投产的效率和建设水平。

现代大型混流式水泵水轮机安装中的主要技术简述如下：

1）尾水肘管上管口位置的安装调整应加以精细化。上管口位置是整台机组初期的安装基位，对于转轮为下折方式的水泵水轮机结构，肘管上管口通过法兰面与锥管连接，更应严格控制它的安装位置和调整精度。二期混凝土浇筑时要加强对肘管上浮及位移变形的监测，尾水锥管和肘管的安装均应考虑可逆式水泵水轮机过流部件为双向流和深尾水埋深的特点。

2）可逆式水泵水轮机的蜗壳和座环都是在制造厂家组焊后分瓣运至工地，在施工现场只进行分瓣体的组焊和座环加工，但应注意在座环组合缝处的蜗壳凑合瓦块的切割下料与尺寸测量。蜗壳必须作水压试验，试验合格后降低压力，在保持一定压力情况下浇筑二期混凝土，蜗壳水压试验最高压力，压力上升、下降规律、试验时间以及保压浇筑混凝土的要求均应严格按照设计程序进行。

3）高水头可逆式水泵水轮机的止漏环结构比较特殊，既要有效地起到止漏和减压的效果，又要在转轮在空气中运转时（机组调相工况）承受高温空气摩擦的考验，在通入外部冷却润滑水的条件下工作。出于固定止漏环维修较转动止漏环方便的原因，固定止漏环一般用黄铜或铜合金制作，与顶盖、座环的配合多采用过盈配合或过渡配合方式。而止漏环结构多设计成阶梯与迷宫组合式或阶梯与梳齿的组合方式，安装时应注意：

A.下固定止漏环为整个机组安装的中心基准，它是由尾水肘管上管口中心点位置传递过来的。一旦确定，即为后续转动部件和发电机各部件的中心基准。其安装调整应在底环调整完毕后进行，下止漏环组装与安装时应注意止漏环冷却润滑水管的位置和安装要求。

B.下固定与转动止漏环间隙均匀性保证措施，除结构设计上预留其中一个阶梯环的间隙测量孔之外，还可以利用推轴平移转轮的方法来检测止漏环各个方向的总间隙及其分配情况，与间隙测量孔所测得的数据相互比较，综合分析确定止漏环间隙的大小和均匀程度。

C.要保证高水头混流式水泵水轮机上、下止漏环的同心度是项较复杂的工作，而止漏环间隙的大小、间隙均匀程度，对水轮机的效率、振动、水环润滑、水压脉动等均有很大的关系，所以《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T 8564—2003）规定：止漏环间隙与实际平均间隙之差，不超过设计间隙的±10%，实际施工都按照不超过设计间隙的±8%以内控制。

D.为克服水泵水轮机在S形运行区内低水头空载运行时的不稳定性，有些水泵水轮机使用单元式接力器—导叶组件或采用增加非同步导叶—接力器的导叶机构，各单元接力器同步调整或非同步导叶及接力器安装作为当前蓄能机组一项特殊的安装工序及工艺，应在安装、调整和试验中引起足够的注意。机组启动试运行期间，在低水头下空载并网时，应多次调整各单元接力器或非同步导叶—接力器的开启规律，以满足机组能稳定并网的要求。

E.可逆式机组水泵工况启动方式复杂，涉及电气、水力、机械等多方面影响因素，而且与抽水蓄能电站上、下游水库的充蓄水规律和水位（扬程）有关。有关抽水蓄能电站首台机组首次采用水泵工况启动（即电动机启动）并抽水的启动试运行方式一直是现代可逆式机组启动方式研究的一项工程技术课题。实际工程建设中，可以按照《可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程》（GB/T 18482—2010）的规定，结合水电站具体情况编制详细可行的操作大纲实施。

F.由于蓄能机组高尾水位的特点，机组试运行试验中应注意水轮机工况下甩负荷关闭导叶规律不当对机组抬机和蜗壳、压力钢管水压脉动的影响，必要时要经过多次调整；同时，也要注意水泵抽水运行造压时，水电站扬程与导水叶开启规律的关系，尽量减少水泵从零流量工况向抽水工况过渡时，导叶与转轮间压力脉动和机组噪声、振动的量值。

1.3.1.6　调速系统设备安装

近半个世纪以来，我国水轮机调速器制造和安装事业取得了质的飞跃，由20世纪五六十年代复杂的、结构巧妙的机械液压型调速器，进化为20世纪六七十年代电子管、晶体管模拟电路电气液压型，发展到20世纪80年代初以来的基于集成电路或微计算机的数字式电气液压型调速器。关键的电液转换元件和液压随动系统元器件技术都取得了很大发展。

国内外部分调速器电液转换元件见表1-13。

1991年以后，微机电液调速器的硬件开始采用工业化生产的工业控制机。随后我国微机电液调速器纷纷采用国际知名品牌的通用工业控制器，初期为总线工控机STD，后来逐步倾向于可编程控制器PLC，可编程计算机控制器PCC和工业控制机IPC。20世纪末，我国电液调速器进一步改进，采用步进电动机、直流伺服电动机作为调速器的电/机转换部件。由于步进电动机和伺服电动机的电/机转换部件不需要液压油，结构简单，工作可靠，操作维护方便，易于掌握，并具有失电后自动复中功能，解决了我国调速器长期以来存在的抗油污能力差，电液转换部件故障率高的难题。至今这类伺服电动机（包括步进电动机、直流伺服电动机和交流伺服电动机）控制的调速器已成为我国调速器的主导产品，在大中型调速器中占到总量的70%左右。调速系统的操作油压也从2.5MPa分别提高到4.0MPa和6.3MPa。现在我国数字式（微机）电液调速器的技术性能和功能与国际先进水平基本保持在同步状态，在双机双冗余和双机交叉冗余技术、适应式变参数调节、伺服/步进电动机构成的电/机转换部件等方面已在国际同行中领先。但采用国际知名品牌的IPC、PLC和PCC作为调速器电气柜硬件核心，对提高调速器电气柜质量、工艺水平和可靠性是必要的。装配了上述硬件的调节器加上电液随动系统，技术指标均满足国家标准要求。目前，除去非技术因素原因需要进口调速器设备外，对所有机型的机组（混流式、轴流转桨式、贯流式、冲击式、抽水蓄能可逆式等），国产调速器均有相应可靠的产品，同时也能与主机组设备相配套而出口国外。近几年来，在微机调速器中开始采用工业标准液压元件，如采用电液比例阀和数字阀作为调速器的电液转换部件，采用逻辑插装阀完成油泵组、分段关闭、油压截止阀等功能。而采用伺服比例阀控制的调速器，其控制信号用流量和压力量传递，没有机械位移，机构简单。在大型水轮发电机组的控制中逐年增多。

由于微型计算机的采用，因其有强大的运算能力、记忆能力、逻辑判断能力和通信能力，使微机调速器具有许多先进功能。目前，已将与上位机通信、频率跟踪、电气开度限制、人工失灵设定、故障诊断及处理列为必须实现的功能。另外可具有手自动无条件、无扰动的切换、离线诊断、计算机辅助试验、事故数据记录、防错、容错功能，死区和零点漂移的动态补偿等先进功能。工程应用与选择调速器时，应根据调节对象、水电站条件、电力系统要求等有针对性地选择需要的功能和插件，切忌功能太多，影响调速器主要的调节性能。

现阶段，国产调速器可达到的基本调节性能指标如下：

（1）转速死区：ix＜0.02%；转速不灵敏度等于1/2转速死区：ξ＜0.01%。

（2）双调节电液调节装置的协联随动装置不准确度：ia＜1.0%。

（3）静特性曲线非线性度：ε≤3%。

（4）空载时相对转速摆动：＜±0.15%，即＜±0.075 Hz（对于50 Hz电力系统）。

（5）甩25%负荷时接力器不动时间：Tq≤0.2s。

（6）机组甩100%负荷时的动态品质为：偏离稳态转速3%以上的波动次数不超过2次；机组最低转速不低于90%额定值；从甩负荷后接力器首次向开启方向移动时起，到机组转速摆动相对值不超过±0.5%为止的调节时间不大于40s（也可参照IEC 61362标准原则考核）。

现代水轮机调速系统设备安装调试中的主要技术如下：

1）调速系统设备安装由调速器柜安装、电调盘（柜）安装、油压装置安装、管路配制安装、辅助设备（过速限制器、分段关闭系统、测速齿盘等）安装、系统充油调整试验、机电静态联合调试、启动试运行调试试验等几部分组成。

2）调速器设备安装前的一般性检查试验应注意开箱检查、表计检查、盘柜内电气接线检查、绝缘测定等环节。其中绝缘电阻测定必须按电气设备绝缘规范进行，回路电压小于100V时用250V兆欧表、回路电压为100～250V时用500V兆欧表测量，在环境温度5～30℃、相对湿度45%～90%条件下，其值不小于1MΩ或5MΩ（单独盘柜）。

3）油压装置调整试验应包括：压力油罐1.25倍额定油压的耐油压试验，油泵组运转试验，阀组调整试验，油压装置系统密封性能试验，压力信号器和油位信号器整定，油压装置自动运行模拟试验等。自动运行模拟试验时，用人工排油排气，检查压力信号器和油位信号器动作，控制油泵按各种方式运行，并自动补气、补油，不允许用人工拨动信号器接点的方式进行模拟试验。

4）数字式电液调速器电气部分试验时，除对调节器的静态特性进行测试（在不同的永态转差系数下）外，还应对调节器的动态特性进行测试，记录调节器输出的过渡过程曲线。

5）电气—机械/液压转换装置试验、机械液压部分调整试验、电液随动装置试验、电液调节系统的整机调整试验等均应在机组无水（静态）调试期间进行。其中整机调整试验中以水轮机导水叶（或喷针）在无水中由接力器（或喷嘴接力器）操作开关时间的整定和紧急停机试验为主要项目。有分段关闭要求的调速器，应在直线关闭时间调整后投入分段关闭装置，按设计要求调整拐点位置和接力器全行程关闭时间，并记录接力器开、关过程曲线。

整机系统试验完成后，应得出调节装置系统的静、动态特性和转速死区、接力器不动时间，系统漏油量及耗油量指标以及装置系统的综合漂移值。

6）机组充水后的电液调速器的调整试验将配合机组启动试运行试验同步进行，按照《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T 507—2014）、《水轮机电液调节系统及装置调整试验导则》（DL/T 496—2016）的规定分步操作。

1.3.2　水轮发电机及其附属设备安装

1.3.2.1　水轮发电机设备安装

（1）各个时期安装投产有代表性的水轮发电机见表1-14、水轮发电机单机容量增长见图1-4。

（2）水轮发电机安装技术发展简述。水轮发电机系指由水轮机驱动的三相交流同步发电机，是水电站最主要的动力设备，国外专业书籍中称其为水电站的心脏。水轮发电机的结构型式通常由水轮机的形式和转速确定。中、小型冲击式（水斗式）水轮机驱动的水轮发电机多采用卧式型式，混流式、轴流式以及大、中型冲击式水轮机驱动的水轮发电机一般均为立式结构，而贯流式水轮机驱动的发电机一般均为卧式灯泡式。立式水轮发电机按推力轴承是否在发电机转子的上、下方又分为悬吊式和伞式两种结构。由于水轮发电机组启动快，开、停机迅速，运行调度灵活，因而在电力系统中的大、中型水轮发电机除担负基荷外，还常用作调峰、调频、调相，或作事故备用，与其他类型的发电机相比，水轮发电机具有下列主要特点：

1）水轮发电机为低速旋转电机，具有较大的结构尺寸和转动惯量，即GD2。

2）由于水电站一般距离负荷中心较远，外送输电线路较长，电网对水轮发电机有较高的静态和动态稳定性要求，而水轮发电机较大的GD2又正好具有满足电网对其静、动态稳定性要求的条件。

3）由于结构尺寸大，发电机通风冷却设计及其冷却效果较汽轮发电机简单和有效；但立式水轮发电机推力轴承因其轴向推力负荷巨大和较大的线速度而使设计制造安装调整困难。

4）虽然水轮发电机达到飞逸转速的可能性极小，但在结构设计时，仍需考虑转动部件在飞逸转速下的机械强度的可靠性，尤其是结构尺寸较大（转子直径超过15m）的水轮发电机和高转速发电电动机。

5）水轮发电机通常为单台件设计，小批量生产，同容量发电机间不具备互换性。

我国现代水轮发电机的电磁、机械设计理论和计算方式已经经典化和模块化，相关设计软件也在不断完善，日趋实用。不同结构型式的大型、超大型、巨型水轮发电机的安装调整也已经同步达到世界先进水平。

1950年国产第一台800kW水轮发电机制造完成并于第二年安装在四川省甘洛县苏雄水电站。半个多世纪以来，水轮发电机的设计、制造和安装经历了以江西上犹江、新安江、云峰、刘家峡、白山、龙羊峡、李家峡、二滩等水电站为代表的几个历史阶段。

1969年4月，我国第一座百万千瓦水电站刘家峡水电站首台225MW悬吊型水轮发电机安装投产，采用大型三波纹液压支柱式弹性油箱推力轴承支承，定子铁芯高度2.02m。1973年年底，我国第一台300MW双水内冷水轮发电机又在刘家峡水电站5号机组安装建成投产，这是我国继新安江水电站9号机组后第一次对大型水轮发电机水内冷技术的实践和尝试。由于设计经验不足，受定子汇流铜排温升过高限制，达不到额定出力，且转子内冷水系统故障率较高，已经改造为全空冷发电机。

1983年，水轮发电机定子现场整体叠片组装，嵌装全部线圈的新型安装工艺在白山水电站机组安装中实施，从此开创了我国中、大型水轮发电机定子制造、安装的新工艺。由于定子现场叠片整体组装较分瓣制造、现场合缝下线的工艺有明显的优越性和质量保证。从那时开始，水轮发电机定子就无例外的如同转子一样在现场整体组合装配，并制定了相应的行业标准和工艺导则。

1999年，我国第一台定子绕组蒸发冷却，转子强迫风冷的水轮发电机在李家峡水电站作试验性投产（李家峡水电站4号发电机），单机功率400MW，纯蒸发冷却运行时的自然冷却容量设计值为320MW。1998年二滩水电站由加拿大GE公司与国内厂家联合制造的单机容量642MVA的发电机投入运行，第一次将我国水轮发电机安装投产的单机容量提高到500MW以上。

2003—2005年三峡水利枢纽左岸水电站14台引进与联合制造的778MVA（最大容量840MVA）的定子水内冷、转子强迫空冷水轮发电机相继投产，2007年单机容量840MVA的国内全空冷水轮发电机在三峡水利枢纽右岸水电站23～26号机组顺利投产，使我国的水轮发电机制造安装技术进入了世界先进水平的行列。龙滩、拉西瓦、小湾等水电站778MVA的全空冷水轮发电机共18台相继于2007年5月至2010年年底前安装并顺利投产运行。不断成熟、完善的水轮发电机安装技术为进一步实施我国西南地区后续超大型水电站（如溪洛渡、向家坝、糯扎渡、锦屏一级、锦屏二级、长河坝、梨园、大岗山等水电站）水轮发电机的设计、制造、安装提供了十分可靠的技术保障和工程实践经验。至此我国水轮发电机设计制造及其安装调整、启动试运行技术，已经达到世界的先进水平。

现代大型水轮发电机安装中的主要技术简介如下：

1）定子现场整体叠片组装已成为现代水轮发电机定子安装的一种最普遍采用的工艺方式。从分瓣定子在工厂制造，运至水电站安装现场组合并对定子合缝处线槽下线的工艺而改变为定子在现场整体叠片下线，是一个重大的安装技术创新和技术进步。定子现场整体叠片组装及下线装配的工艺已于1988年制定为《水轮发电机定子现场装配工艺导则》（SD 287—88），2009年进一步修订为《水轮发电机定子现场装配工艺导则》（DL/T 5420—2009）标准。机座组焊、铁芯叠片压紧、槽形检查、线圈下线工艺、装配过程中电气试验等在施工中的工艺要点和技术质量要求已有详细的规定。

对于中小型水轮发电机定子，保留采用分瓣定子在工地组合下线的方式也是可行的。

2）大中水轮发电机转子一般均在现场装配。关于圆盘式转子支架和支臂式支架的组合（或焊接）、调整工艺的不同特点、圆盘式转子支架组焊要点、叠片式磁轭的叠片工艺、磁轭压紧要求、磁轭与转子支架的配合安装要点（冷、热打键或热加垫）及配合施工工艺（其中最为主要的是配键工艺及磁轭绝热加温工艺）、磁极挂装及高程调整以及防磁极线圈松动甩出措施等均在2009年制定的电力行业标准《水轮发电机转子现场装配工艺导则》（DL/T 5230—2009）中有详细的规定。

3）推力轴承安装调整工艺因轴承支撑结构不同而有所区别，推力油槽内施工空间又因推力轴承尺寸大小和是否与导轴承（下导轴承或上导轴承）共置一个油槽内而有所不同。对于我国已经广泛采用的液压支柱弹性油箱式（单波纹、三波纹）、刚性抗重螺栓支柱式、多弹簧支撑式、多弹性销支撑带抗重螺栓可调式，以及双支点单弹性梁式、刚性平衡块式、弹性抗重垫块等结构型式的推力轴瓦安装调整，以及以弹性金属塑料为瓦面材料的推力轴承的安装调整工艺均已成熟。推力轴承受力均匀程度和机组轴线调整质量由运行中各轴瓦相互间温差来综合反映，但并不是绝对的画等号，过于强调运行中各轴瓦温差的绝对平衡并不科学，巴氏合金轴瓦和弹性金属塑料瓦在允许的温度范围内各轴瓦瓦温均有一定偏差是受多种因素的影响，相互温差在3～5K以内已属正常。

4）定子绕组整体交流耐压时，应切除部分照明，在黑暗中观察绕组电晕情况。额定电压在6.3kV及以上的水轮发电机定子绕组，在1.0～1.1倍或以上额定线电压下，“其端部应无明显的晕带和连续的金黄色亮点”。部分文献和规定中误描述为“其端部应无明显的金黄色亮点和连续的晕带”是不正确的。

5）水内冷却电机定子装配中，增加了绕组及其连接管路安装及试验的要求。应特别注意内冷式汇流母线（汇流铜管或铜排）对接接头的结构和安装中的焊接质量，接头应进行泄漏、水压试验和通纯水流量试验，其机械强度必须满足发电机长期运行和耐受震动或电动力的要求。绕组及其连接管路的泄漏、水压、通纯水流量试验应按照《水轮发电机定子现场装配工艺导则》（DL/T 5420—2009）及厂家的要求进行。

蒸发冷却电机定子装配和冷却介质注入工艺应按照厂家的特殊要求进行，尤其注意在冷却系统静态时，介质液位不得低于线棒直线段的2/3，但不高于定子线棒。单根线棒下线前以及蒸发冷却系统各分支管路和冷凝器的壳体均应进行气密、耐压、通气等试验。

6）关于超大容量全空冷电机装配技术。超大容量全空冷电机是在我国水轮发电机单机容量提升至700MW/778MVA以上之后，在定子采用水冷方式成功的基础上，经过电磁和结构上的优化设计和试验研究，并参考世界上有限的超大容量空冷水轮发电机设计制造的实例而自行设计制造的。首批700MW全空冷水轮发电机在龙滩水电站和三峡枢纽工程右岸水电站26～23号机组上成功实施。今后我国在建水电工程，巨型或超大容量的水轮发电机已推荐普遍采用全空冷却方式，而较少采用介质（水或其他蒸发冷却介质）直接冷却的方式。

超大容量全空冷电机通风冷却系统设计难点是：空气对电机冷却的效果和冷却均匀性。应设法降低定子各部平均温升和避免不均匀热膨胀导致的结构部件变形和应力，从而保证电机的可靠性和使用寿命。一般应按以下步骤考虑。

A.完成发电机传热冷却计算，求出带走发电机全部损耗（不包括轴承损耗）维持允许温升所需的冷却风量。

B.根据通风回路结构建立流体网络等效模型，进行通风网络计算，求出发电机额定转速下产生的风量及通风损耗，计算风量应大于所需冷却风量，风量分配应合理。

C.选择优良高效的热交换元件（如空气冷却器）和合理的冷却水管路布置，保证冷却效果的实现。

全空冷电机安装除严格按照《水轮发电机组安装技术规范》（GB/T 8564—2003）等规程、规范和制造厂指导文件的要求进行外，还应充分注意下列工艺细节问题：

D.所有导致发热、过热的电气与机械元件、部件在装配中应有新的补充工艺要求，尽量减少运行中局部发热产生的可能。如严格控制定子线棒并头接头，极间连接、汇流铜排及其引出线接头、磁极接头、阻尼环接头的焊接工艺和质量，必要时抽查接头质量（焊接接头作外观检查或测量直流电阻、机械接头按螺栓压紧力矩和间隙测量或测接头电阻，相互比较，偏差小于30%）。

E.对通风回路路径中各部件的装配尺寸偏差加以控制，减少漏风风量损失和风损耗。如控制转动部分和固定部分的轴向、径向间隙值；挡风板径向间隙偏差不大于±20%（当转动后径向间隙增大时取负偏差、反之取正偏差），轴向间隙要均匀，相互偏差小于20%，与设计值偏差也小于20%。

F.热交换系统中的空冷却器、冷却水管的安装、试验工艺应严格控制。

G.搞清设计意图，装配中对各部件热态下动态间隙或尺寸变形的范围应严格控制和保证，防止产生不均匀热膨胀造成过大局部应力或翘曲。

H.保证温度、水压、流量等运行参数测量系统及元件的安装工艺和监测的可靠性。

I.铁损试验不仅要控制90min内的铁芯温升和各点温差，还应控制单位损耗率指标，建议不超过硅钢片原材料单位比损耗率的1.3倍，且作为试验验收考核指标。

J.定子线槽槽楔导风口应严格与铁芯通风沟对齐，偏差不超过0.5～1.0mm。

K.穿过发电机风洞的发电机主引线周围应有防电磁感应发热的技术措施。

L.冷却水管路系统布置应尽量减少曲折和局部损失，发电机空气冷却器、各部油槽冷却器的冷却水量调整范围应在充水试验时测定。空气冷却器水量最大值应大于设计要求值的1.2倍以上，空气冷却器应作热交换能力的出厂试验和现场检验。

M.机组启动试运行阶段，若因库水位原因机组不能按额定出力运行时，则建议在短路试验后作短路工况下的温升试验，发电机升至额定电流，稳定后测量各部温升，初步考验发电机的通风冷却效果（此时发电机总损耗尚未达额定损耗值）。

7）关于发电机斜元件结构。大型水轮发电机定子基础和机座、转子支臂和上机架支腿采用斜向布置即斜元件结构是电机设计中的重大技术创新。安装过程中应注意：

A.转子斜向支臂与中心体斜向翅板（立腹板）的对接立焊缝是整个发电机最重要的传力焊缝，应有专门的预热施焊措施与消应工艺，其对接板尺寸与角变形偏差应严格控制，焊接中随时调整施焊顺序，以保证焊后尺寸、形状的正确。

B.定子铁芯定位筋与托板除安装工艺间隙外，一般应无间隙，在装配选择时应注意它们之间的配合，定位筋鸽尾间隙（包括定位筋鸽尾与铁芯冲片的间隙）超过0.3mm时应处理或废掉。

C.定子基础板螺栓按要求扭矩拧紧，不留径向和切向移动的可能。

D.上机架斜支臂与定子机座上环（或上支撑）的连接，在沿支臂轴向方向应是可移动的装配机构。

E.机组带负荷稳定运行时，应测量定子机座在冷、热态下的切向和径向变形量、测量定子机座、铁芯的振动及其频谱。

8）机组盘车进行轴线检查时，若确定确实由于设备加工公差偏大而引起机组轴线状态的超差，可根据机组结构不同，一般均在发电机推力头与转子中心体的组合面或发电机与水轮机连轴法兰面间处理；悬吊型发电机则在推力头与大轴的轴向配合面处理或研刮推力头。按照国际规定，一般不得以加垫方式调整，而应以加工方式解决轴线修正问题。

1.3.2.2　发电电动机设备安装

（1）国内各个时期安装有代表性的可逆式发电电动机见表1-15。

（2）可逆式发电电动机安装技术发展简述。抽水蓄能电站的发电电动机通常由混流式或斜流式水泵水轮机驱动，是可逆式的旋转电机。当电机向一个方向旋转时，为发电工况，由水泵水轮机驱动发电；当电机向另一个方向旋转时，为电动机工况，由电网输入功率，电动机驱动水泵水轮机抽水。随着抽水蓄能电站设计扬程的不断提高，发电电动机的转速也不断提高，最高可达500r/min以上，溪口、回龙抽水蓄能电站发电电动机的转速已分别达600r/min和750r/min，但电机尺寸也相对减小。目前，世界上用于抽水蓄能电站单机容量最大的发电电动机，为日本的神流川抽水蓄能电站的发电电动机（由日立制造）。发电工况时，水泵水轮机（由东芝制造）单机出力482MW；电动机工况时，最高使用扬程728m，水泵入力为464MW，额定转速500r/min。

发电电动机的主要特点如第1.3.1.5条所述，其抽水工况下的启动方式复杂、实现96%以上操作成功率的难度较大，目前国内普遍采用的是静止变频器（SFC）启动和同步启动（又称背靠背启动）的方式。而单机容量较小时，可以利用电动机转子磁极上设置的阻尼绕组作异步启动（全压或降压启动），或用同轴小电机（拖动）启动。对于利用SFC启动或背靠背启动的方式，需要进行比较复杂的机械和电气操作，且操作程序严格，均要求操作人员有较高的电气知识、分析判断能力和现场操作技术水平。发电电动机的另一个特点是运行期间启动频繁。机组在结构设计上必须要适应频繁启动所引起的温度变化和应力交变的要求，尤其是转子磁极、定子机座，线棒绝缘与固定、通风冷却系统的设计和安装。另外，由于抽水蓄能电站工况多变，易出现复杂的过渡工况或系统要求工况，发电电动机除运行在发电、抽水工况外，还可运行在发电调相和抽水调相工况，而且这些工况根据电网需要会不断转换，在转换过程中将产生各种复杂的水力过程、机电暂态过程，使机组产生比常规水轮发电机组复杂得多的振动、压力脉动、噪声等现象，对电机结构设计和安装调试提出了更严格的要求。

20世纪70年代初，岗南抽水蓄能电站引进投产的发电电动机具有250r/min和273r/min两种转速，单机容量14.5MW，采用异步启动方式，发电电动机在上机架和转子中心体间设有磁力反推力装置（即磁力减载装置），以减轻机组在异步启动时的推力轴承摩擦阻力矩。90年代初，潘家口混合式抽水蓄能电站建成，发电电动机采用SFC和背靠背启动方式，在低水头范围内，该机组的SFC还可以串入发电电动机输入回路，通过它输出变频交流驱动电动机作无级变速运行。

1998年建成投产的羊卓雍湖抽水蓄能电站，为三机串联式机组，其悬吊型发电电动机组只有一个旋转方向。单机出力22.5MW/21MW（发电机/电动机），额定电压6.3kV/6.0kV，水泵工况即电动机启动时，采用“水力回流”三机同时运行的方式。即：该机组水斗式水轮机和多级抽水泵上游侧输水系统各有一条压力管道，但通过支管相互连通。

在水泵工况启动时，先打开水斗式水轮机的进水球阀和水泵进水（即尾水）蝶阀，再打开水斗式水轮机的喷嘴针阀，使水轮机和充有水的水泵同时同一方向旋转，机组转速随针阀开度加大而提高，水泵出口水压亦同时升高。当这一造压过程使水泵的内压力略高于水泵出口球阀上游钢管侧压力时，打开水泵出口球阀，机组进入“水力回流”运行状态，即水流由水轮机喷嘴→水轮机水斗→尾水→水泵进水蝶阀→水泵叶轮→水泵出口球阀→机组上游侧压力钢管支管→水轮机进口球阀→水轮机喷嘴。当机组转速达到额定转速时，发电电动机投励并入电网，蓄能水泵抽水原动力随着水轮机针阀的逐渐关闭，从由水轮机提供动力状态逐步转移到由发电电动机驱动水泵状态，即电网供电。如果西藏电网能提供该台蓄能泵抽水的全部功率，则水轮机喷嘴针阀全部关闭，否则将根据电网提供功率的能力，水轮机针阀仍然部分开启，提供水泵抽水所需功率与电网所能提供功率的差额，抽水流量将小于额定值。蓄能泵退出运行时，先投入水轮机，打开针阀逐渐将水泵负荷从发电电动机转移到水轮机上。当发电电动机有功功率为零时，跳开出口断路器，然后逐步关闭蓄能泵出口球阀和水轮机喷嘴针阀，使水轮机和水泵同时停下。

随后近20年内，我国抽水蓄能发电电动机的安装投产已呈明显的发展趋势。已建发电电动机单机最大输出功率可达370MW以上，转速达500r/min。在建的清源抽水蓄能电站的发电电动机为东芝（杭州）水电制造，发电工况额定容量356MVA，电动机工况输出功率（水泵入力）不小于331MW，电压15.75kV。适应调压范围±5%，nr=428.6r/min。另一建设中的仙居抽水蓄能电站的发电电动机单机出力达400MVA（发电工况）。当前，我国在建的发电电动机全部与混流可逆式水泵水轮机配套，均为可逆式旋转电机，已投产总容量达1500万kW。相应的安装、调试与启动试验技术进一步成熟，启动方式进一步合理，交接验收工作也进一步规范。随着大规模风电、核电在电力系统中的投入，今后我国抽水蓄能电站及其发电电动机的大规模制造、安装和投产将是一个不可争议的现实。

正如第1.3.1.5条所述，近20年来在国外出现了交流励磁的可变速发电电动机，用于抽水蓄能电站对水泵水轮机组的驱动，可实现无级变速，是水力机械适应水头变化的最理想的调节方式。保证了水泵和水轮机可以经常运行在最优效率区。此外，通过无级变速，同时取得了调节水泵工况输入功率和控制电网频率的效果。对于容量在100MW以下的交流励磁可变速发电电动机，除可实现额定转速±4%～±8%的范围内无级变速外，还可以利用转子的三相交流励磁特性直接启动发电电动机，而不需要采用静止变频器SFC。

现代大型发电电动机安装中的主要技术简述如下：

1）可逆式机组最重要的结构特征之一，就是采用双向推力轴承。安装时，推力瓦支撑中心与瓦面几何中心在圆周方向的偏心等于零。在径向方向的偏心取决于油槽内冷、热油循环的路径，安装时，一般支撑中心较瓦面几何中心更靠轴瓦的外圆侧，应按设计要求调整。瓦面圆周方向两侧的进出油边尺寸和侧边挡块间隙在按图纸检查无误后再行安装。

2）高压油顶起装置对于高速、双向旋转的推力轴承安全运行起着关键的作用。由于轴瓦周向（圆周方向）无偏心距，瓦面初始油膜的建立完全依靠高压油顶起装置注油和进油边的尺寸来保证，机组启动和停机时，高压油顶起装置宜全程投入，其工作电源除具备交流二路电源外，还应增设并检查直流备用电源的可靠性。

3）高速、大容量发电电动机的定子铁芯的直径较小，但高度均超过3.0m以上。由于蓄能机组启停频繁，电机内温度变化剧烈。若采用现场整体叠片、下线装配的工艺，应注意定位筋与铁芯的径向和切向（对于鸽尾型定位筋为斜向）间隙值，注意定位筋托板的焊接尺寸，保证铁芯和机座在热膨胀时的相互适应性和保证在短路电动力作用下铁芯定位筋的承受能力。发电机定子、转子、挡风板、转子磁轭、磁极通风隙的结构和安装可以完全按照全空冷大型电机的安装要求进行，线棒端部绑扎和槽楔的紧度应相适当，安装工艺应充分考虑并保证电机通风冷却意图的实现和适应热膨胀的要求。

4）如前所述，对于以异步启动方式启动的发电电动机，设计有磁力减载系统，以减轻推力轴承的启动摩擦力矩。安装时，磁力减载装置（反磁推力）与转子中心体的轴向间隙偏差不应超过设计总间隙20%，励磁直流电源在机组启动时应可靠。

5）现代发电电动机水泵（电动机）工况最主要的启动方式为采用静止变频器SFC启动，必须在对SFC进行静态分部调试合格的基础上来启动发电电动机。掌握SFC的调试技术是掌握现代大型发电电动机安装高端技术的必要条件，主要包括下列内容：变频器冷却系统试验；变频器功率部分和控制系统的检查和试验；变频器短路试验；变频器脉冲运行功能的检查和试验；发电电动机定子通流试验；发电电动机转子初始位置检测。

6）发电电动机转子阻尼条、阻尼环及其接头结构尺寸较大，以承受异步运行时的转差电流。安装时应注意接头止动和防甩装配设计是否合理，安装方向是否正确。

7）抽水蓄能电站发电电动机转速较高，转动部件在额定转速或飞逸时的离心力巨大，单位重量的离心力远远超出常规巨型发电机（如三峡水利枢纽、向家坝水电站的机组）相应数值的10倍以上。安装时应严格检查磁极线圈、磁轭各部件、阻尼接头、锁定元件、垫板、压板等的牢固性、安全性。机组过速试验后，应检查上述各部件的变形、变位状况，发现问题及时处理。机组运行中应随时监视磁极线圈匝间绝缘状况，发现转子一点接地信号，或匝间短路信号，应立即停机检查。发电电动机宜安装在线气隙监测装置，在线监测其空气间隙在运行中的变化情况和气隙变化发展趋势。

8）应注意启动调试中的几个主要技术问题：

A.根据机组双向旋转的特点，动平衡试验应分别在两个旋转方向下进行；同时，电流保护需在两个方向下校核，主变升流试验需在换相开关的两个位置分别进行，同期电压回路亦需在发电和抽水两个方向分别进行试验。

B.抽水蓄能机组有多种基本运行工况，即：静止、发电、发电方向调相、抽水、抽水方向调相。应能根据要求实现各种运行工况可靠快捷的自动转换。

C.首台机组发电和抽水试验程序的安排应与水库初期蓄水要求时序相结合。

D.机组尾水淹没深度大，试运行期间必须考虑地下厂房的安全。

E.应充分做好引水系统一洞两机或多机布置的机组甩负荷试验方案与安全措施，包括水轮机工况及水泵工况下的双机甩负荷试验等。

F.注意水库水位限幅保护功能试验的特殊性。

G.注意本电厂机组背靠背启动试验的拖动规律及启动成功率。

H.抽水蓄能机组无72h连续试运行的规定，应以15d考核试运行作为机组及其相关机电设备的最终验收依据。由于试验项目多、难度大、周期长，与电力系统调度联系频繁，通常首台机组调试试验包括无水调试和有水调试时间约需4～5个月，加上15d考核试运行，总共约需半年。因此，在安排工程总进度和首台机组投产时，试运行所需时间必须予以充分考虑并留有足够余地。

9）对于今后待发展的交流励磁的可变速发电电动机，其安装技术和研究方向可大致归纳如下：

A.发电电动机转子结构及交流励磁绕组装配程序、装配工艺、装配质量标准的研究。

B.发电电动机转子交流励磁绕组电气试验方法及试验标准。

C.发电电动机定子结构及定子绕组装配程序、装配工艺、装配质量标准的研究。

D.发电电动机定子绕组电气试验方法及试验标准。

E.可变速交流励磁发电电动机励磁系统设备安装及调试技术。

F.可变速交流励磁发电电动机启动试验技术、变转速运行控制技术、转速与水头最优协联关系试验技术、电力系统机网协调调度试验技术等。

1.3.2.3　励磁系统设备安装

励磁系统装置是水轮发电机和发电电动机（以下简称水轮发电机）的重要附属设备，是为同步发电机提供可调励磁电流的装置的组合。它包括励磁电源（励磁变压器及晶闸管整流装置等）、自动励磁调节器、手动控制单元、灭磁、保护、监控装置和仪表以及其他附属设备。技术性能好、调节灵敏、正确的励磁系统，可以提高机组运行的可靠性和电力系统稳定性水平。励磁系统设备的作用为：

（1）维持发电机端电压或指定控制点的电压在给定水平上。

（2）在并列运行的发电机组间合理稳定的分配无功功率。

（3）提高电力系统的稳定性包括提高电力系统的静态稳定性、改善电力系统的暂态稳定性、改善电力系统的动态稳定型（常用的附加补偿环节——称为电力系统稳定器Power System Stabilizer，简称PSS）。

随着电力系统规模的不断扩大，对发电机励磁系统的性能和质量提出了更高的要求。特别是大型水电机组，大都与长输电线路和大电网联系在一起，并且承担系统调峰、调频任务，更需要配置性能好、反应速度快的励磁系统以满足电力系统稳定运行的需要。

励磁系统按供电方式可分为他励和自励两大类。他励是指发电机的励磁电源由与发电机无电的直接联系的电源提供，他励是指励磁电源不受发电机运行状态的影响，可靠性高，但装置复杂，多了旋转励磁电机，如直流励磁机、交流励磁机等；自励是指励磁电源取自发电机本身，采用静止部件构成，取消了旋转的励磁电机，运行维护较简单，但受发电机运行状态的影响较大。

半个世纪以来，励磁系统经历了从同轴励磁机旋转励磁到静止励磁的发展过程，随着微机和大功率晶闸管技术的发展，现代水轮发电机励磁系统多采用自并励（激）微机控制静止晶闸管整流励磁系统，旋转型励磁机已被淘汰。

静止整流励磁系统，由于省去了励磁机这样一个响应时间较长、惯性较大的中间环节，有速度调节快的特点。因此，得以迅速广泛推广应用。静止晶闸管整流励磁系统按其组成结构和接线可分为自并励、直流侧并联自复励、直流侧串联自复励、交流侧并联自复励（电相加）、交流侧并联自复励（磁相加）、交流侧串联自复励以及用于抽水蓄能机组的他励—自并励混合励磁、自并励—他励混合励磁、具有正负励磁的自并励等九类。

我国与电网连接的大中型水电机组的励磁方式，已普遍优先采用晶闸管静止整流自并励励磁系统。因为它的电压响应速度快，输出几乎可以用毫秒级的时延从最大正电压转变到最大负电压，满足大电网稳定运行的需要，而且结构简单、体积小、制造和布置方便。

总之，国产励磁设备在学习国外经验以后，均在不断地创新中，目前设备的软、硬件技术已经相当成熟，随着应用需求的扩大，必将还有更新的通用产品问世。

现代水轮发电机励磁系统设备安装调试中的主要技术简介如下：

（1）励磁系统设备的安装，应在水电站厂房相应部位室内建筑施工全部完成后进行，安装场地应清洁、干燥、通风。

（2）励磁系统各面盘柜无论是抽屉式还是柜门式，均应按照通用电气盘柜的安装要求进行。整流功率柜的通风冷却系统风路不应有堵塞和不畅通现象，热交换器的冷却水路应畅通。

（3）检查并操作（手动和电动）磁场断路器设备的传动机构，合闸线圈，锁扣机构其动作应符合相应产品标准的要求。灭弧触头、主触头动作顺序应正确，接触灵活无卡涩现象，合闸后主触头接触电阻和超程应符合产品技术条件规定，磁场断路器灭弧系统检查应符合所选用产品的订货要求。

（4）应严格注意晶闸管整流元件的安装、拆卸工艺方法，注意与散热器的统一安装。

（5）严格注意屏蔽电缆的敷设与配线工艺；若要进行印刷电路板及电子元器件焊接，应严格按厂家工艺、国家标准和行业标准的工艺操作，或直接更换印刷电路板。

（6）励磁系统安装过程中的电气试验项目如下：

1）系统各部件回路绝缘电阻测定，尤其应控制与励磁绕组及回路在电气上直接连接的所有回路和设备的绝缘，用1000V兆欧表测量不应小于1MΩ。

2）系统各部件的介电强度试验，额定励磁电压为500V及以下者，为10倍额定励磁电压，且最小值不得低于1500V；额定励磁电压大于500V者，为2倍额定励磁电压加4000V。

（7）励磁系统及装置安装与启动试运行过程中的调试试验项目主要有：

1）自动励磁调节器各基本单元的调试与试验，其中包括测量单元、调差单元、积分和放大单元、移相单元的检查和试验。

2）自动励磁调节器各辅助单元的调试与试验，其中包括起励单元、最大励磁电流限制器、励磁过电流限制器、欠励限制器、稳压单元、断线保护等辅助单元的检查和调试。

3）自动励磁调节器总体静态特性试验。

4）功率单元均流、均压试验。

5）自动励磁调试器电压整定范围测定试验。

6）励磁系统手动控制单元调节范围测定试验。

7）转子过电压保护整定值检查。

8）发电机电压调差率的测定。

9）发电机电压静差率的测定。

10）带自动励磁调节器的发电机电压—频率特性测量。

11）发电机起励和逆变灭磁试验。

12）手动/自动切换试验。

13）励磁系统顶值电压和电压响应时间测定。

14）10%的阶跃试验。

15）发电机无功负荷从空载到满载间的调节试验。

16）发电机甩负荷试验中的励磁系统调节品质的测量。

17）励磁系统装置运行中振动、噪声和环境试验。

以上试验项目均可以按照同步电机励磁系统《同步电机励磁系统 大、中型同步发电机励磁系统技术要求》（GB/T 7409.3）、《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》（DL/T 583）、《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》（DL/T 489）、《大中型水轮发电机微机励磁调节器试验和调整导则》（DL/T 1013）和《发电机励磁系统及装置安装、验收规程》（DL/T 490）的基本要求执行。

（8）励磁系统装置的特殊试验项目。

1）励磁调节器电磁兼容性试验。由于励磁设备的工作环境中可能存在以下各种干扰，如：高压电气设备操作产生的拉弧、浪涌电流或闪络、绝缘击穿所引起的高频暂态电流和电压；雷击、故障电流所引起的地电位升高和高频暂态；工频、射频对电子设备和传输信号的干扰和影响；静态放电；低压电器设备操作引起的干扰。

为了减少电磁干扰的影响，可采用励磁屏柜可靠接地，通过屏蔽和非屏蔽电缆与发电机，水电站升压站相关一次、二次设备连接等措施加以防范。励磁系统装置电磁兼容试验一般视为型式试验。可参照《量度继电器和保护装置 第27部分：产品安全要求》（GB/T 14598.27）、《电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论》（GB/T 17626.1）中抗扰度试验总论的要求进行和评估，试验内容一般包括：

静电放电试验；辐射电磁场抗干扰度试验；电快速瞬变/脉冲群抗扰度试验；浪涌抗干扰度试验；1MHz和100k Hz脉冲群抗扰度试验。

2）电力系统稳定器PSS试验。随着电力系统的扩大、输电距离的增加，电网的小干扰稳定性减弱，最为经济的措施是投入电力系统稳定器PSS，目前大中型水电机组均要求励磁系统具备PSS功能。PSS整定试验的时段程序内容包括：

A.在励磁系统投产试验时或投产后规定的时段内进行完整的PSS整定试验。

B.相同机组和相同励磁系统后续PSS试验，可参照前台机组PSS参数设定，进行有无PSS条件下发电机负载阶跃试验。

C.在电力系统结构发生显著变化时应进行完整的PSS试验。

D.一般在机组大修试验后应进行有无PSS的发电机负载阶跃试验。