SL 524-2011 标准规范下载简介：

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SL 524-2011 小型水电站机组运行综合性能质量评定标准（清晰无水印）

a）水轮机在空载工况应稳定运行； 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。 3.2.5水轮机在3.2.4条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3%11%，低比转速取小值，高比转速取大 值；在任何情况下，真机尾水管压力脉动峰峰值不 应大于10m水柱。

3.2.6水轮机振动应符合下列规定

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。

表2水轮机在工作水头范围内稳定运行的功率范围

平方向允许的双幅振动值，以及卧 式水轮机轴承在垂直方向允许的双幅振动值GB/T 32833-2016 隔热耐火砖抗剥落性试验方法， 不应大于表3的规定。

）主轴摆度不应大于GB/T8564中规定的允许值

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表3水轮机振动允许值（双

3.2.7水轮机噪声不应大于表4规定的允许值。

表4水轮机噪声允许值

水轮机导叶和水轮机喷嘴的漏水量应符合下列规定： 在额定水头下，反击式水轮机锥形导叶在全关时漏水量不应大于水轮机额定流量的0.4%， 非锥形导叶在全关时漏水量不应大于水轮机额定流量的0.3%。 水斗式、斜击式和双击式水轮机喷嘴在全关时不应漏水。 在任何工况机组用负荷时，水轮机蜗壳最大压力上升率应符合下列规定

3.2.11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 在高效区。 b）转奖式水轮机应在协联工况下运行。 c）不宜超低负荷运行。 d）不应超水轮机出力限制线运行。 3.2.12油润滑导轴承的油位和瓦温应符合设计规定值；水润滑导轴承的供水要求可靠，水质清洁 无固体颗粒等杂质。 3.2.13水轮机转轮叶片和其他部件没有断裂或裂纹。 3.2.14在多泥沙河流的电站，水轮机应采取抗磨措施，以减轻磨损。 3.2.15转奖式水轮机转轮叶片应转动灵活，转轮体无漏油、进水现象

3.3水轮发电机运行性能质量

a）主厂房内最高温度不超过40℃，最低温度不低于5℃；冷却器进水温度不高于28℃。 b）厂房内相对湿度不超过85%。

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.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%。 b）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%。 c）在额定功率因数下，当电压与频率同时发生偏差（两种偏差分别不超过士5%和士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，或分别为正偏差 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）。 .3.3空气冷却的水轮发电机，在规定的使用环境条件及额定工况下，定子、转子绕组和定子铁芯 等温升限值不应超过表5的规定。当海拔（以黄海高程为准）超过1000m不符合3.3.1的规定时， 安协议执行。

表5转子绕组、定子铁心等部件允许温升限值

3.3.4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不应责 规定。

表6轴承不允许超过的温

.3.5水轮发电科件 电流倍数与相的充许持续实的时按表

表7空气冷却定子绕组允许过电流倍数与时间关系

3.3.6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： 计算的数值：

1000+0.01S

式中： 绝缘电阻，MQ； UN水轮发电机的额定线电压，V； SN一水轮发电机的额定容量，kVA。 对于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）修正：

R一对应温度为100C绕组热态绝缘电阻计算值，MQ

3.3.7水轮发电机振动应符合下列规定

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R. = RX 1.6%

a）在各种工况下，各部件不应产生共振和有害变形。 b）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双幅振动值，不应大 8的规定。 c）主轴摆度不应大于GB/T8564中规定的允许值。

表8水轮发电机振动（双振幅）充许值

3.3.8水轮发电机的噪声水平应符合下列规定：

a）额定转速为250r/min及以下的立式水轮发电机，在水轮发电机盖板外缘上方垂直距离1m处 不超过80dB（A）。 b）额定转速高于250r/min的立式水轮发电机，在水轮发电机盖板外缘上方垂直距离1m处不超 过85dB（A)。 c）对于卧式水轮发电机，在水轮发电机非驱动端距离机组1m处不超85dB（A）。 3.3.9水轮发电机应装设制动装置。制动系统必须保持设备完好，并按GB/T7894的有关规定实现 可靠、有效的制动。 3.3.10发电机转子不应有接地或匝间短路发生。

3.4励磁系统运行性能质量

3.4.6空载电压整定范围应符合下列规定：

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。 b）低压同步发电机在突加额定无功负载时的瞬态电压降规定为一16%、一22%、一32%三种。 c）负载突变后的电压恢复时间与a)、b）所规定的三种瞬态电压增加或降低相对应，不应大于

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1.5S、1.5S、2.5s。 d）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%。 3.4.8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2～3次： a）半导体型调节器为10%。 b）电磁型调节器为土5%。 3.4.9自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 应大于下列数值： a）半导体型调节器为士0.5%。 b）电磁型调节器为土3%。 3.4.10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： a）调节时间不大于5s。 b）端电压摆动次数不大于5次。 c）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3.4.7中 a）所规定的数值。 3.4.11励磁设备的散热性能好，设备及盘柜无过热现象。强迫冷却的励磁设备（不包括旋转励磁 机），单柜的噪声值（声功率级）不应大于80dB（A）。 3.4.12除采用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 正

1.5s、1.5s、2.5s.

3.5调速系统运行性能质量

3.5.1调速器及油压装置各

.5.1调速器及油压装置各装置应符合下列基本规定： a）调速器应能实现机组的自动、手动起动和停机。当调速器自动部分失灵时，应能手动运行。 如无接力器手动操作机构时，油压装置必须装有备用油泵；对通流式调速器，必须装设接力 器手动操作机构。 b）调速器运行应平稳，接力器无抽动、机组无溜负荷现象。 c）安全阀动作应正确、可靠；自动补气装置及油位信号装置动作应正确、可靠。 3.5.2水轮机调速系统静态特性应符合下列规定： a）静态特性曲线应近似为直线。 b）测至主接力器的转速死区不超过表9的规定值。 c）转浆式水轮机调速系统，转叶随动系统的不准确度不大于0.8%。实测协联曲线与理论协联

9主接力器转速死区规定值

d）冲击式水轮机调速系统静态品质应符合下列规定： 1）测至喷针接力器的转速死区应符合表9规定。 2）在稳态工况下，对多喷嘴冲击式水轮机的对称两喷针之间的位置偏差，在整个范围内均不 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%。

3.5.3水轮机调速系统动态特性应符合下列规

速器转速摆动相对值应不超过土0.25%，特小型调速器转速摆动相对值应不超过士0.3%。如

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果机组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。 b）机组甩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%额定转速值以上的波峰不 超过2次。 2）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 士0.5%为止所经历的时间，不应大于40s。 3）转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间：对电调不大于0.2s，机调不大于0.3s。 4 油压装置应符合下列规定： a）油压装置集油槽、压油罐及附件不漏油、不渗油，油温在允许范围内。

3.5.4油压装置应符合下列规定：

3.5.4油压装置应符合下列规定

a）油压装置集油槽、压油罐及附件不漏油、不渗油，油温在允许范围内。 b）压油泵及其电机运转正常，无异常振动过热现象，安全阀、启动阀的开启关闭正常，当油压 降低到事故油压时，能自动紧急停机。 c）油压装置的油位应在规定范围内，指示正确，自动补气装置及集油槽油位信号装置，动作准 确可靠，透平油牌号、油质符合设计规定。

6.1机组正常停机或检修时，进水阀门应能可靠关闭，其关闭位置的漏水量应符合GB/T1 的规定。

6.2机组在任何运行工况下，进水阀门应能动水关闭；在阀门两侧压力差不大于30%最大静 时应能正常开启；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。 .6.3进水阀门的伸缩节、旁通阀、排空阀等配套设备运行正常。

3.7其他设备运行性能质量

3.7其他设备运行性能质量

a）油系统管路通畅，无漏油，油质合格。 b）气系统压力正常，无漏气。 c）水系统管路通畅，不漏水，水质、水压、水温、水量等符合设计及运行要求。 d）排水系统运行正常，无堵塞，无漏水。 3.7.2机组进口拦污栅应无堵塞。 3.7.3自动化元件及自动化系统性能应符合下列规定： a）自动化元件及自动化系统均应满足SL229规定的精度和其他性能要求。 b）自动化元件均应准确可靠；电磁铁、电磁配压阀、电磁空气阀等动作元器件在85%～110% 额定电压、额定负荷与规定行程下，能可靠动作，不应有跳动或卡阻现象。 C）自动化元件及自动化系统应运行正常。 3.7.4计算机监控系统应具备数据采集和处理、报警、控制与调节、人机接口、电厂设备运行管理 与指导、系统通信、系统自诊断及自恢复等功能，应能实现机组自动开、停机和紧急停机，达到无人 值班、少人值守。 3.7.5继电保护系统能自动投入并动作正确

3.7.2机组进口拦污栅应无堵塞

3.7.5继电保护系统能自动投入并动作正确。

4.1.1基本能正常运行的电站方可参加评定。 4.1.2参加评定的电站应有完整的检测记录或试验报告，测试单位应具有相应资质。 4.1.3在使用本标准进行运行性能和质量评定时，所采用的技术数据均指现场专门实测、自动监测 装置下载或运行日志记录，各项参数的测量应符合GB/T22140和GB/T17189的有关规定。

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4.2评分原则及评分方法

4.2.1本标准采用按项目评分的方法对电站运行性能进行逐项评定，用计算总分的方法进行综合 评定。 4.2.2每个项目有一个基本分A，即该项目可得最高分，说明该项目在电站综合评分体系中的比例。 如该项目具备评分条件，其基本分不能改变；如该项目不具备评分条件，可在评审委员会同意的条件 下给A赋0值，在累计A值时按0累计。评审开始时，首先由评审委员会集体讨论决定可不参加评 审的项目，但其基本分累计值不能超过总累计值的15%。 4.2.3每个项目有一个评分因子B，用以评价电站该项目的性能及质量。B值赋值范围为0.00～ 1.00，由评审委员根据评分原则及对该项目的分析判断单独赋值，按附录A的方式评分，按附录B 的方式记录。 4.2.4每个项目的得分C为基本分A与评分因子B的乘积，即：

4.2.5所有项目的综合得分D按公式（7）计算：

4.3.1评定结果E>90为优秀。 4.3.2评定结果80≤E<90为良好。 4.3.3评定结果70≤E<80为合格。 4.3.4评定结果E<70为不合格。 4.3.5除给出评定结果E之外，评审委员会还应当作出评定结论，指出其优缺点，尤其是存在主要 问题及今后努力方向。评定结论应和评定结果相一致。

各评定项目评分因子的赋值方法见表A.1。

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附录A （规范性附录） 评定项目评分方法

表A.1各评定项目评分因子赋值方法

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表A.1各评定项目评分因子赋值方法（续）

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表A.1各评定项目评分因子赋值方法（续）

a所谓“规定”是指本标准或引用标准对评价项目提出的评价要求。 b机组额定功率如大于或等于10MW，水轮机输出功率基本分A=4，否则A=6。 c机组额定功率如大于或等于10MW，水轮机效率基本分A=4，否则A=2。 d非转浆式水轮机不参加该项目评审，可赋基本分A=0。 如机组没有选用常规调速器，而采用了其他型式的调节器来开停机并调节转速， f如电站没有安装水轮机进水阀门，不参加该项目评审，可赋基本分A=0。

所谓“规定”是指本标准或引用标准对评价项目提出的评价要求。 D 机组额定功率如大于或等于10MWCECS 79-2011 特殊单立管排水系统技术规程，水轮机输出功率基本分A=4，否则A=6。 c机组额定功率如大于或等于10MW，水轮机效率基本分A=4，否则A=2。 d非转浆式水轮机不参加该项目评审，可赋基本分A=0。 如机组没有选用常规调速器，而采用了其他型式的调节器来开停机并调节转速，可赋A=0。 如电站没有安装水轮机进水阀门，不参加该项目评审，可赋基本分A=0。

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附录B （资料性附录） 综合性能质量评分表

综合性能评分表如表B.1所示。

附录B （资料性附录） 综合性能质量评分表

GB/T 38465-2020 人造革合成革试验方法 耐寒性的测定表B.1综合性能评分表

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表B.1综合性能评分表(