第1章.水轮发电机运行规程

1、 中国水电顾问集团正安开发有限公司企业标准第一章.水轮发电机运行规程2014-04-01 发布 2014-04-01 实施中国水电顾问集团正安开发有限公司 发布 第1章.水轮发电机运行规程1 适用范围 本规程规定了沙阡水电站水轮发电机的运行、维护标准。 本规程适用于沙阡水电站水轮发电机的运行、维护管理。2 规范性引用文件下列文件对于本规程的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本规程。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本规程。gb78942001 水轮发电机基本技术条件gb85642003 水轮发电机组安装技术规程dl/t5961996 电力设备

2、预防性试验规程dl/t7512001 水轮发电机运行规程dl/t8172002 立式水轮发电机检修技术规程中华人民共和国 gb 26860-2011电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）3 术语和定义 下列术语适用于本规程3.1 水轮发电机 水轮发电机是指以水轮机为原动机将水能转化为交流电能的三相同步发电机，以下简称发电机。3.2 空转 发电机已达到额定转速，但未起励。3.3 空载 发电机已达到额定转速，起励到额定电压，但未并列。3.4 可调出力 机组实际可能达到的发电能力。3.5 旋转备用 指运行正常的发电机组维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量

3、的发电机组。3.6 零起升压 发电机由零起逐步升高电压至预定值或额定电压。3.7 进相运行 发电机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收系统无功。3.8 滞相运行 发电机既向系统输送有功功率又输送无功功率，功率因素为正，这种运行状态称为迟相运行。3.9 甩负荷 带负荷运行的发电机所带负荷突然大幅度降至某一值。3.10 发电机灭磁 发电机灭磁是将发电机励磁电源切除，再通过一定的方式来消除残余的磁场从而达到消除发电机电压的目的，以下简称灭磁。3.11 惰性停机 在水轮发电机停机的过程中不进行强制制动，放任其自然停机这个过程叫做惰性停机。3.12 同步振荡 当发电机输入或输出功率变化时,功角将随

4、之变化,但由于机组转动部分的惯性,不能立即达到新的稳态值,需要经过若干次在新的值附近振荡之后,才能稳定在新的下运行。这一过程即同步振荡,亦即发电机仍保持在同步运行状态下的振荡。3.13 异步振荡 异步振荡:发电机因某种原因受到较大的扰动,其功角在0360之间周期性地变化,发电机与电网失去同步运行的状态。在异步振荡时,发电机一会工作在发电机状态,一会工作在电动机状态。第一篇 水 轮 机 一、设备技术参数1、水轮机技术参数项 目单 位规 范 值备 注型 号hltf60lj337最大水头m38.2额定水头m32.5最小水头m24.65额定流量m3/s86.6吸出高度m+1.17额定转速r/min15

5、0飞逸转速r/min272额定功率w25820旋转方向俯视顺时针转轮进口直径mm3370活动导叶片24 固定导叶片24转轮叶片片13最大水推力t157安装高程m466.7最高效率%95.1 2、水导轴承及冷却器技术参数项 目单 位规 范 值备 注轴承型式稀油润滑分块瓦式轴承冷却器型式自循环形式轴瓦数量块8沿圆周均布轴瓦材料巴氏合金报警温度65停机温度70冷却水压mpa0.20.4 3、工作密封、检修密封技术参数项 目单 位规 范 值备 注检修密封型式端面水压式空气围带密封检修密封工作气压mpa0.50.8 4、机组各部振动、摆渡整定值 测量部位整定值/mm测量部位整定值/mm上机架水平振动报警

6、0.09上机架垂直振动报警0.07上机架水平振动停机0.18上机架垂直振动停机0.14下机架水平振动报警0.09下机架垂直振动报警0.07下机架水平振动停机0.18下机架垂直振动停机0.14定子机座水平振动报警0.03定子机座垂直振动报警0.03定子机座水平振动停机0.13定子机座垂直振动停机0.13顶盖震动水平振动报警0.09顶盖震动垂直振动报警0.09顶盖震动水平振动停机0.18顶盖震动垂直振动停机0.185、机组摆度允许值测量部位单 位12号发电机上导轴承摆度mm0.38 下导轴承摆度mm0.23 水导轴承摆度mm0.20 6、机组各部温度值名 称单 位 报 警事 故上导轴承 6570推

7、力轴承 5560下导轴承 6570上、下导及推力轴承热油 5055上、下导及推力轴承冷油 5055空气冷却器出风（冷） 4545空气冷却器进风（热） 8585定子铁芯 120125定子线圈 120125转子线圈 1307、水压允许值名 称单 位 数 值上、导、推力轴承冷却器mpa0.2-0.4空气冷却器mpa0.2-0.4 8.水轮机处理保证一览表净水头（m）保证功率(kw)吸出高度（m)38.225820+1.1732.525820+1.1724.6517080+1.17 9.水轮机效率保证一览表水头额定出力百分数60%70%80%100%最大净水头 38.283.80%91.65%92.7

8、5%95.80%额定净水头32.586.5%89.5%91.5%93.5% 10. 发电机附属管路着色规定管 道 类 别底 色供油管红 色排油管黄 色供水管蓝 色排水管绿 色压缩空气管白 色消防水管桔黄色 二、水轮机的运行要求1、水轮机安装或检修完毕应满足中华人民共和国电力行业标准dl/t 5072002 水轮发电机组起动试验规程要求做完全部试验正常。三、水轮机结构简介hltf60-lj-337水轮机结构可分为埋入部分、导水机构、转动部分、轴承装配、主轴密封、接力器、水气管路、仪表管路等部分，简述如下：3.1 埋入部分埋入部分包括蜗壳、座环、尾水锥管、尾水肘管、地板装置。3.1.1 蜗壳用以引

9、导水流沿圆周均匀地进入导水机构，并使用水流在进入转轮之前形成一定的环量。蜗壳为16mnr钢板焊接结构，在上半部分与混凝土之间应垫有弹性层（施工时电站自备）。蜗壳周围焊有排水槽钢，用以排除弹性层的渗漏水。蜗壳前有4.7m伸缩节和4.7m蝶阀与电站压力钢管相连。蜗壳设有600进入门，底部装有350闸阀，供机组停机检修时，排除蜗壳积水。3.1.2 座环是机组重要的支承部件和安装基准件。全部采用钢板焊接结构，上、下环与24只固定导叶组焊成一体,在蜗壳尾部及特殊固定导叶处设有排水孔用以排除顶盖上的积水，底环下部有四只支座作为安装时调整用。3.1.3 尾水管采用标准型尾水管，主要包括直锥段及弯管段，全部设

10、计有钢板里衬。为检修方便，在直锥段设有600600mm进人门，在进人门下方设计有检修平台。3.1.4 为了考虑水轮机检修，维护的方便与安全，在机坑内设地板装置。3.2 导水机构 导水机构包括24只导叶、顶盖、底环、控制环、及传动机构等。3.2.1 24只活动导叶在3957圆周上均布，导叶为zg0cr13ni5mo整铸成，导叶立面为钢性接触密封，上、下端面为间隙密封，安装时要注意调整检查，使其既能转动灵活，又要保证导叶关闭时端面间隙的要求。导叶为三支点支承，上、中及下轴套均采用具有自润滑性能的钢背复合材料fz-2，轴颈处设有密封环，用以封水和泥沙。 3.2.2 顶盖由q235-b钢板焊接成整体，

11、把装在座环上，与座环的结合面处有橡皮条封水。顶盖、底环与转轮的上、下环之间为迷宫密封。 导叶最大可能开度0=297mm。顶盖上有24块限位块，以限制导叶开度及避免导叶在失控时翻转。3.2.3 控制环为钢板焊接结构，两只大耳通过销子及推拉杆与接力器相连，24只小耳孔通过连板销与传动机构相连，以操作导叶转动。 控制环与顶盖接触的径向、轴向摩擦面上均装有fz-2复合抗磨块各4块。3.2.4 导叶传动机构包括导叶臂、连杆装配。连杆与导叶臂之间装有剪断销，当导叶转动受阻力量超过一定值时，剪断销剪断并发出信号，此时连杆与导叶臂脱开，从而对其他部件起到安全保护作用。连杆长度可通过螺杆调整，调整后用螺母锁紧。

12、导叶臂上装有端盖，端盖中心的螺栓用来调整导叶上、下端面的间隙。3.3 转动部分3.3.1 转轮型号为hltf60，13只叶片材料为zg0cr13ni5mo，上冠下环采用zg0cr13ni5mo。转轮上冠、下环外圆直接车成，与顶盖、底环形成迷宫式密封以减少漏损。3.3.2 主轴采用锻20simn整锻成，上端由6只m853的销螺栓和6只m853的螺栓与发电机轴相连，螺栓同时传递扭矩，下端用12只m853螺栓与水轮机转轮相连接，由摩擦传递扭矩。3.4 导轴承导轴承采用稀油润滑分块瓦式轴承，轴承内径970mm，轴瓦高300mm，分8块，润滑油采用l-tsa-46(gb11120)汽轮机油。导轴承轴瓦采

13、用巴氏合金材料，符合gb/t 8564之规定，轴瓦不需在工地研刮。轴承润滑采用自润滑循环方式。在连续运转条件下，冷却水最高温度30时，轴瓦的最高温度不超过65。轴承的油冷却器管采用紫铜管材料。每块轴瓦内设有测温电阻1只，油槽内装设2个温度计。轴承盖上有油位测孔及注油孔，油箱下方有排油孔，轴承注入透平油，轴承报警温度60，事故停机温度65。3.5 主轴密封主轴密封采用水压式端面密封，转环部分为不锈钢材料，固定部分为橡胶材料。密封具有自补偿性，能自动调整由于磨损而造成的间隙。密封座上还设有一套燕尾槽式检修密封，以便在机组检修时更换主轴密封，防止漏水。其充气压力为0.55mpa，试验压力为1.2mp

14、a。主轴密封的冷却和润滑水压为0.25mpa,水量为 40l/min。3.6 接力器及管路布置接力器两只为水平布置，操作油压6.3mpa,采用直缸式接力器。2894.5无缝钢管从调速器将压力油引入接力器，推动接力器活塞动作，接力器活塞杆推动控制环动作。3.7 管路主要包括水管路和气管路两部分。水管路中主要包括轴承冷却水、主轴密封压力水。测量仪表中分别测蜗壳进口、尾水出口、转轮上方、顶盖上方等的压力。顶盖采取自流排水，引至固定导叶排水孔。顶盖上也可采用自吸泵排水。气管路主要为主轴中心孔补气装置，接吸力空气阀，平时当尾水管出现负压时，在大气作用下，吸力空气阀动作，进行自然补气。四、巡视维护说明4.

15、1 一般事项4.1.1、安装或大修后，机组首次启动前应检查蜗壳充水及蝶阀关闭情况有无异常现象。4.1.2、较长时间停机时，应关闭蝶阀。4.1.3、机组停机检修时，蝶阀及尾水闸门都应关闭并锁紧。4.1.4、蜗壳充水时，排水阀应关闭。4.2 水轮机首次启动前的准备工作4.2.1 清洗、检查水轮机过流通道各部位，严防杂物堵塞及卡死现象。4.2.2 各油、水、气管路均应进行压力密封试验及检查。4.2.3 严格检查油、水、气管路系统及各仪表管路的连接必须符合要求与规定。4.2.4 检查导叶立面间隙及端面间隙是否合乎要求。4.2.5 测定导叶在不同开度下与大耳销行程的关系，测点不应少于5个。4.2.6 水

16、轮机及其附属设备上所有润滑环节必须充满润滑油。4.2.7 检查各元件的节点与环节的灵活性及安装质量。4.2.8 检查调速器动作可靠性及准确性。4.2.9 检查各紧固元件有无松动或漏点焊处。4.2.10 检查轴承中的油脂及油位是否符合规定。并要求轴承上部回油腔及围板与大轴之间充满油。4.2.11 检查排水系统是否畅通。4.3 日常运行维护4.3.1 经常检查各动作环节的润滑情况，定期添加润滑油。特别注意轴承油位。4.3.2 经常检查吸力空气阀，排水系统，电动机及各继电器的工作情况。4.3.3 检查轴密封及其他各密封处的工作及漏水情况。4.3.4 记录各仪表、各轴承温度计的测量读数及机组各处振摆情

17、况。4.3.5 检查蜗壳排水阀是否漏水。4.3.6 注意机组有无异常响声与噪音或其他不正常现象。4.3.7 滤水器应定期进行清理。4.3.8 定期检查调速系统及轴承油箱中的油质，必要时进行油处理或更换新油。4.3.9 大修工作视年运行小时及水轮机运行情况而定。五、水轮机的运行方式水轮机运行时应按照水轮机运转综合特性曲线内运行以提高水能效率，尽量避开振动区运行。六、水轮机的运行操作6.1、操作注意事项6.1.1机组检修、安装工作结束后，检查工作票内所有安全措施已全部撤除，工作票收回并终结。检修、安装（或其他）工作人员全部撤出现场，确认发电机和水轮机内无检修、安装（或其他）工作人员，机组转动部分和

18、检修、安装场地无工器具和杂物，机组各部清洁，检修、安装质量符合规程规范，尾水盘形阀关闭、蜗壳排水阀、尾水管进人门、蜗壳进人孔封闭；进水口检修闸门、尾水检修闸门提起；机组各部验收合格后方可启动。6.1.2提尾水检修闸门之前，蜗壳和尾水管进人孔应封闭，蜗壳排水阀和尾水盘形阀应关闭，尾水闸门前后已平压。6.1.3 提进水口检修闸门前，尾水检修闸门应提起，调速系统应恢复正常运行，导水叶全关至“0”，调速器应急电磁阀投入，制动系统正常，风闸应顶起，检修闸门前后应平压。6.2、机组（检修后）起动前的检查6.2.1机组动力、控制电源6.2.1.1检查低压屏机组交流电源投入正常；6.2.1.2检查机组交流电源

19、配电箱开关投入正常； 6.2.1.3检查励磁装置电源开关投入正常；6.2.1.4检查技术供水滤水器电源开关投入正常；6.2.1.5检查压油装置油泵工作电源开关投入正常；6.2.1.6检查调速器交、直流电源开关投入正常； 6.3、机组恢复操作6.3.1机组尾水管充水6.3.1.1检查机组过流部件工作结束，工作票收回，安全措施全部撤除；6.3.1.2尾水进人门和蜗壳进人孔已封闭，尾水盘形阀已关闭 、蜗壳排水阀应关闭；6.3.1.3检查机组检修围带投入正常；6.3.1.4检查压油装置及调速系统正常，导叶开度已关至“零”位置；6.3.1.5打开1（2）号机尾水平压阀向尾水管充水平压；待尾水闸门前后平压

20、正常后，提起尾水闸门；（为防止尾水闸门未真正平压，可先缓慢提起闸门至15%开度，让尾水闸门彻底平压）6.3.2 压力钢管充水6.3.2.1检查机组尾水管充水正常，尾水闸门提起正常；6.3.2.2检查压油装置及调速系统正常，导叶开度已关至“零”位置；6.3.2.3投入调速器锁锭电磁阀；6.3.2.4将机组制动风闸手动顶起； 6.3.2.5检查蝶阀工作正常，蝶阀及（手动）旁通阀在关闭状态；6.3.2.6检查1（2）号机技术供水总阀在全关位置；6.3.2.7缓慢打开检修闸门上的充水阀向压力钢管充水；6.3.2.8待检修闸门前后平压正常后,提起进水口检修闸门；6.3.2.9按蝶阀操作规程开启蝶阀；6.

21、3.2.10检查顶盖水位不应异常升高，排水正常。6.3.2.11检查尾水进人门和蜗壳进人孔封闭严密，无渗漏现象；6.3.3 机械部分恢复备用6.3.3.1检查尾水闸门、进水口检修闸门已提起；6.3.3.2检查风闸在顶起状态；6.3.3.3检查调速系统恢复正常，调速器在“手动”，导叶在“全关”位置，锁锭电磁阀投入；6.3.3.4检查上导、下导及推力、水导油槽油位、油色正常，无“油混水”信号发出；6.3.3.5将机组上导、下导、空冷器技术供水系统恢复正常，调整各部水压正常，各阀门、管路无渗漏现象；6.4、机组退出操作6.4.1机械部分退出至检修6.4.1.1检查机组在停机状态；6.4.1.2关闭1

22、（2）号机组技术供水总阀；6.4.1.3将机组制动风闸手动投入使其处于顶起状态；6.4.1.4关闭蝶阀和（手动和自动）旁通阀；6.4.1.5，排空涡壳内积水；6.4.1.6按尾水闸门操作规程操作，落下机组尾水闸门；6.4.1.7打开尾水盘形阀，将尾水管里的水排至检修集水井；6.4.1.8监视集水井水位及水泵的运行情况。6.4.1.9检查机组尾水管内积水是否排完；6.4.1.10检查机组导叶全关，锁锭电磁阀投入，调速器供油总阀关闭；6.5、机组开、停机操作6.5.1机组有下列情况之一者禁止开机6.5.1.1进水口检修闸门、尾水闸门任一未开启；6.5.1.2水机主要保护装置未投入运行；6.5.1.

23、3任一轴承油位、油质不合格；6.5.1.4制动系统不能正常工作；6.5.1.5压油装置不能维持正常油压，调速器液压系统不能正常工作；6.5.1.6制动器未复归；6.5.1.7不能正常供给机组冷却水；6.5.1.8机组故障未复归，事故未处理。 6.5.2机组手动制动操作6.5.2.1检查制动气压正常；6.5.2.2监视机组转速下降到25%额定转速；6.5.2.3关闭手动复归进气阀、开启手动复归排气阀；6.5.2.4关闭手动制动排气阀、开启手动制动进气阀；6.5.2.5检查制动投入正常，制动管路气压正常；6.5.2.6待机组停稳2分钟后，关闭手动制动进气阀；6.5.2.7开启手动制动排气阀排气；6

24、.5.2.8关闭手动复归排气阀；6.5.2.9开启手动复归进气阀对制动闸块进行复归；6.5.2.10 检查风闸全部落下正常，风闸复归指示灯绿灯亮。6.5.2.11检查机组已完全停止转动。6.5.3机组自动制动操作6.5.3.1检查制动气压正常；6.5.3.2关闭手动制动进气阀、手动制动排气阀、手动复归进气阀、手动复归排气阀；6.5.3.3监视机组转速下降到25%ne时制动投入正常，制动管路气压正常（如制动未投入，应按下“制动气投入”按钮使其投入，或按手动操作步骤投入制动）6.5.3.4待机组停稳2分钟后，检查制动系统复归正常，复归指示灯绿灯亮；6.5.3.5检查机组已完全停止转动。6.5.4机

25、组手动开机至空转操作6.5.4.1检查机组在停机态；6.5.4.2检查压油装置运行正常，1号、2号压油泵控制把手sa1、sa2在“自动”位置，压油罐压力正常；6.5.4.3检查调速系统各部正常，调速器在“手动”状态；6.5.4.4检查机组保护投入正常；6.5.4.5检查机组蝶阀已开启；6.5.4.6检查检修围带已排气；6.5.4.7检查机组满足开机条件；6.5.4.8解除机组制动，风闸全部落下正常；6.5.4.9开机组技术供水总阀，检查机组各部水压正常；6.5.4.10复归接力器锁锭和紧急停机电磁阀；6.5.4.11在调速器面板上操作“增加”按钮，将机组导叶开至15%左右；6.5.4.12待机

26、组旋转频率上升至45hz时，按下调速器面板上“自动”按钮，机组自动调节；6.5.4.13汇报值长。6.5.5机组手动解列停机操作6.5.5.1检查机组制动气压在正常在范围；6.5.5.2检查调速系统工作正常，压油罐压力正常；6.5.5.3按下将调速器面板上“手动”按钮，将调速器切为手动状态；6.5.5.4操作调速器面板上的“减少”按钮，将发电机有功负荷减至“0”；6.5.5.5检查导叶开度已关到“空载”位置；6.5.5.6将发电机无功负荷减至“0”；6.5.5.7断开发电机出口断路器021（022），检查断路器021（022）断开正常，断路器021（022）指示灯“绿灯”亮；6.5.5.8操作

27、励磁调节器面板上“停机（灭磁）”按钮，将机组电压降为“0”；6.5.5.9操作调速器面板上“减少”按钮，将导叶关至“0”；6.5.5.10观察机组转速下降至25%额定转速时，对机组进行加闸制动；6.5.5.11待机组停稳2分钟后，解除机组制动；6.5.5.12关闭机组技术供水总阀。6.5.5.13汇报值长。6.6、水轮机的监视检查和维护6.6.1机组运行注意事项6.6.1.1机组的油、水、气系统工作正常，并无渗漏现象。6.6.1.2运行或备用机组的主保护停用必须经值班领导批准。6.6.1.3运行中设备的各项整定值不得随意改动，若需变动须上报值班领导批准并作好记录。6.6.1.4机组受到冲击和系

28、统振荡后，应立即检查机组各部有无异常情况。6.6.1.5机组应避开振动区运行，机组运行振动大时应对各部振动和轴承温度加强监视。6.6.1.6库区水位变化较大时，应及时调整各部水压在正常范围内。6.6.2巡视检查内容6.6.2.1 尾水管和蜗壳层检查项目6.6.2.1.1尾水管进人孔、蜗壳进人孔密封正常，无异常振动、水击及渗漏水现象；6.6.2.1.2蜗壳和尾水管排水阀完好，阀门在关闭位置；6.6.2.1.3各阀门、管路无渗漏现象；6.6.2.1.4各表计完好，压力指示正确；6.6.2.1.5地面清洁无杂物、无积水，照明良好。6.6.2.2水机室检查项目6.6.2.2.1水导油槽油色、油位正常；

29、 6.6.2.2.2导水机构完好，无异常现象；6.6.2.2.3剪断销完好，电气接线完好；6.6.2.2.4工作密封运行正常，顶盖自流排水畅通、无堵塞；6.6.2.2.5接力器无漏油，位移传感器无松动卡阻现象；6.6.2.2.6各阀门、管路无渗漏现象；6.6.2.2.7水轮机运行声音正常，无异常振动；6.6.2.2.8水机室内无杂物、油污，照明正常；6.7、水轮机的故障和事故处理6.7.1异常运行处理规定6.7.1.1机组发生“水力机械故障”时，应注意下列各项6.7.1.1.1检查相关故障报警信息及相关故障信号，并到现场进行检查，分析故障原因，设法消除故障；6.7.1.1.2检查轴承温度变化情

30、况；6.7.1.1.3认真记录故障时间、现象、处理经过，向设备专责汇报，并请求复归信号；6.7.1.2机组发生“水力机械事故”时，应注意下列各项6.7.1.2.1立即检查相关故障报警信息及相关事故信号，对事故进行分析处理；6.7.1.2.2若机组过速或事故停机时剪断销剪断，应监视蝶阀关闭情况；6.7.1.2.3制动系统动作应正常；6.7.1.2.4监视调速器及自动装置动作情况，若动作不良应手动帮助；6.7.1.2.5没有得到设备专责允许，不准复归信号；6.7.1.2.6查明事故原因，如发现故障时，应立即报告设备专责，相关人员接到设备专责通知后应立即到现场进行处理；6.7.1.2.7认真记录事故

31、时间、现象，处理经过及原因分析。6.7.1.3在正常停机过程中制动系统发生故障不能制动时，应将导叶开至空转，使机组继续运行，待制动系统恢复正常后再停机。6.7.1.4当机组发生异常振动，摆度接近规定值或在较大振动范围内运行时，应立即报告设备专责，设备专责应请示调度变更运行负荷，使机组避开振动区运行，值班人员应对机组加强监视。6.7.1.5机组遇有下列情况之一者，应立即报告调度，转移负荷，解列停机，必要时按“紧急停机按钮”停机，并查明原因，进行处理6.7.1.5.1机组振动和摆度值超过规定值标准，并继续恶化时；6.7.1.5.2推力轴承或导轴承温度急剧上升或稳定上升；6.7.1.5.3轴承温度或

32、油面急剧下降；6.7.1.5.4推力轴承冷却水中断，瓦温不正常地升高超过规定值；6.7.1.5.5发生其它严重危及机组运行安全和人生安全的情况。6.7.1.6在下列情况下，当值值班人员可以不经允许，按“紧急停机按钮”停机，事后立即向调度和设备专责汇报6.7.1.6.1机组突然发生强烈的撞击声，并一时无法消除；6.7.1.6.2机组事故及停机时剪断销剪断或机组转速上升至149%ne时蝶阀不能自动关闭；6.7.1.6.3机组甩负荷时钢管破裂或伸缩节大量漏水；6.7.1.6.4水轮机顶盖破裂严重漏水；6.7.1.6.5机组甩负荷时剪断销剪断或机组停机过程中剪断销剪断两个以上；6.7.1.6.6机械事

33、故停机时导叶不能关闭；6.7.1.6.7机组运行中发生尾水管里肘脱落，尾水进人孔大量漏水，水轮机工作轮叶片折断，水轮机有撞击声，水导摆度异常加大，水轮机由于水力不平衡发生强烈振动；6.7.1.6.7发电机冒烟着火等。6.7.2异常运行处理6.7.2.1轴承温度升高6.7.2.1.1现象：6.7.2.1.1.1中控室上位机上发“轴承温度升高”信号。6.7.2.1.1.2某轴承温度指示达到或超过故障温度。6.7.2.1.2处理：6.7.2.1.2.1立即检查机组轴承温度升高原因，并设法处理，同时密切监视轴瓦温度情况，轴瓦温度到达上限值时应转移负荷或停机；6.7.2.1.2.2检查轴承油位是否正常，

34、如发现异常应查明原因；若为轴承油位降低引起，则检查排油阀是否关严，油槽及其管路系统有无漏油现象。排油阀未关严时将其关严，如油槽及其管路系统有漏油时，应堵漏，并通知维护人员处理；6.7.2.1.2.3若为轴承油位异常升高，则可能进水，通知维护人员取油化验；6.7.2.1.2.4检查轴承油色是否正常，如发现异常应通知维护人员取油化验；6.7.2.1.2.5检查冷却器水压压力是否正常，若不正常应调整至规定范围；6.7.2.1.2.6检查冷却器供、排水阀是否关闭或堵塞；6.7.2.1.2.7检查是否是温度计损坏而误发信号。6.7.2.3 总进水管压力异常6.7.2.3.1现象：6.7.2.3.1.1机

35、组开机流程中断，开机条件不满足；6.7.2.3.1.2上位机发“总进水管压力异常”信号，相应语音报警发出；6.7.2.3.2处理：6.7.2.3.2.1若为进水阀误关，则立即开启误关阀门，调整水压。6.7.2.3.2.2若水量、水压不足时，则调整到正常为止。6.7.2.3.2.3如水管堵塞或漏水，暂不能处理时，应立即通知维护人员处理，同时密切监视轴瓦温度和顶盖水压情况，必要时应转移负荷或停机；6.7.2.3.2.4若为误发信号，通知维护人员处理。6.7.2.4 剪断销剪断6.7.2.4.1现象：6.7.2.4.1.1中控室上位机发“剪断销剪断”信号，相应语音报警发出；6.7.2.4.1.2机组

36、可能强烈振动；6.7.2.4.1.3机组轴承温度可能升高。6.7.2.4.2处理：6.7.2.4.2.1到水车室检查剪断销剪断的数目及方位；是否剪断或跳出；6.7.2.4.2.2通知值班负责人更换剪断销；-必须停机更换6.7.2.4.2.3若能在运行中更换者，经值班调度员同意，应将调速器切“手动”，将导叶开度调整到与剪断销已剪断时的导叶开度相同后更换剪断销；6.7.2.4.2.4若不能在运行中更换，则应根椐实际情况汇报值班领导，联系调度转移负荷，关闭蝶阀，停机更换；6.7.2.4.2.5如失控导叶被水冲翻，机组发生强烈振动，应立即汇报值长，关闭蝶阀，汇报值班领导；6.7.2.4.2.6若机组事

37、故停机时剪断销剪断，应监视蝶阀的关闭情况；6.7.2.4.2.7若机组停机过程中剪断销剪断两个以上，应关闭蝶阀后更换；6.7.2.4.2.7经检查若没有发现剪断销剪断，属于误发信号，应通知维护人员处理。6.7.3.1 机组轴承温度过高事故停机6.7.3.1.1现象：6.7.3.1.1.1中控上位机发“水机事故”信号，相应语音报警发出；6.7.3.1.1.2发电机出口开关跳闸；6.7.3.1.1.3相应轴承温度指示达到或超过事故温度。6.7.3.1.2 处理：6.7.3.1.2.1根据所发信号判断是哪个部位的轴承过热；6.7.3.2.2.2监视机组事故停机应正常；6.7.3.1.2.3汇报调度、

38、立即汇报值班领导； 6.7.3.1.2.4对机组轴承进行全面检查，查明引起轴承过热的原因后，处理并作好记录。6.7.3.2 低油压事故停机6.7.3.2.1现象：6.7.3.2.1.1中控上位机发“水机事故”信号，相应语音报警发出；6.7.3.2.1.2发电机出口开关021（022）跳闸；6.7.3.2.1.3压油装置两台压油泵可能同时启动；6.7.3.2.1.4调速器液压操作系统有明显的跑油现象或电力系统可能发生了振荡。6.7.3.2.2处理：6.7.3.2.2.1监视机组事故停机应正常；6.7.3.2.2.2检查油压下降原因，并检修；6.7.3.2.2.3若是大量跑油，应立即制止跑油；6.

39、7.3.2.2.4若油压下降已无法关闭导水叶时，应按“紧急停机按钮”关闭机组蝶阀；6.7.3.2.2.5汇报值长、值班领导；6.7.3.3 机组过速事故停机6.7.3.3.1现象：6.7.3.3.1.1中控上位机发“水机事故”信号，相应语音报警发出；6.7.3.3.1.2发电机出口主开关跳闸；6.7.3.3.1.3机组有异常的啸叫声（飞速声），转速达到149%ne以上；6.7.3.3.1.4蝶阀关闭，指示灯绿灯亮；6.7.3.3.2处理：6.7.3.3.2.1监视机组事故停机应正常；6.7.3.3.2.2汇报当值值长、值班领导；6.7.3.3.2.3检查机组过速原因，必要时通知维护人员进行处理

40、。6.8、机组检修局部安全措施6.8.1机组进行下列检修时，必须关闭蝶阀，检查蝶阀锁锭投入。6.8.1.1调速系统需卸除油压的检修工作；6.8.1.2水轮发电机组转动部分的检修工作。6.9、提起尾水闸门操作6.9.1提升尾水闸门前,必须将蜗壳及尾水管进人孔封闭严密；蜗壳排水阀及尾水盘形阀全关；6.9.2推力（上导）、下导、水导油槽充油完毕，油面油质合格；6.9.3检查发电机空气间隙、上下风洞、水轮机转动部分无遗留工具及杂物，人员全部撤出；6.9.4检修现场清扫干净，回收有关检修工作票并终结；6.9.5恢复尾水闸门交流电源；6.9.6经值班领导同意后，提起尾水闸门。第二篇 发 电 机一、设备技术

41、参数1.1、发电机技术参数名 称单 位12号发电机型 号sf2540/7000发电机额定容量mva29.41发电机额定功率mw25发电机额定电压kv10.5定子额定电流a1617.2发电机额定cos0.85相 数相3额定励磁电压v183额定励磁电流a775空载励磁电压v65空载励磁电流a386额定转速r/min150飞逸转速r/min272额定频率hz50旋转方向俯视顺时针励磁方式可控硅静止励磁定、转子绝缘等级级f/f1.2、发电机主要数据及电气技术参数 名 称单 位数 值定子铁心外径mm7000转子起吊重量t140定子槽数槽336并联支路数28纵轴电抗xd1.0494纵轴瞬变电抗xd0.27

42、23纵轴超瞬变电抗xd0.1931横轴电抗xq0.6990横轴瞬变电抗xq0.6990定子漏抗xe0.098负序电抗（x2）0.191零序电抗（x0）0.0753机械时间常数s6.17短 路 比%1.1038 1.3、发电机空气冷却器技术参数名 称单 位数 值型 号87/38/3/4esvs14034s183冷却水量m3/h66进水温度28设计水压mpa0.20 1.4、发电机制动器技术参数名 称单 位数 值最大顶起油压mpa9制动块数量块6制动瓦材料非金属无石棉 制动工作气压mpa0.550.8 二、发电机的运行方式2.1、正常情况下的运行方式2.1.1发电机在正常情况下按设备规范运行,不允

43、许过负荷运行；2.1.2发电机在额定运行情况下，定子线圈温度最高不超过125，转子线圈温度最高不超过125；2.1.3发电机在额定负荷下连续运行时，冷风温度不得超过45，热风温度不得超过85；2.1.4发电机在额定运行工况下，推力瓦温度最高不得超过55，上、下导轴承温度不超过70；2.1.5上导、下导冷却器和空气冷却器的进水水压为0.2mpa；2.1.6发电机正常解列前，应将机组有功、无功减至接近于零，然后断开发电机出口断路器；2.1.7机组与系统并列为自动准同期方式。2.2、异常情况下的运行方式2.2.1发电机运行电压的变动范围在额定电压的5%(9.510.5kv)以内，而功率因数为额定值时

44、，其额定容量不变。发电机最高运行电压不得超过额定值的110%(11.0kv)，此时转子电流不得超过额定值，当电压低于额定值的95%(9.5kv)时，定子电流不得超过额定值的105%(654.8a)；2.2.2系统频率保持在50hz运行，偏差不超过0.2hz；2.2.3发电机的功率因数一般不应超过迟相0.95，不允许发电机进相或调相运行；2.2.4在额定负荷下连续运行时，发电机三相电流之差不超过15%，同时任一相电流不得大于额定值，当超过上述值时，运行值班长应立即汇报设备专责； 2.2.5 当系统发生事故，引起电压下降，转子电流由励磁调节装置动作增加到最大值时，在1分钟内值班人员不得手动降低励磁

45、。如1分钟后仍然不能恢复正常，应调整定子电流到正常运行所允许的数值，并报告值长；2.2.6各油槽的油位以停机后，油位在瓦的中心为准，机组运行时油位在运行油位上下5mm为正常；2.2.7发电机事故情况下，允许短时间过负荷允许，过负荷电流与时间见表：过负荷定子电流/额定电流1.11.121.151.251.5持续时间（min）60301552三、发电机启动前的准备3.1、发电机检修后，在恢复备用前，有关设备、回路的检修工作全部结束，拆除检修中临时安全措施(短路接地线、接地刀闸、临时遮栏等)，恢复常设遮栏和和永久安全措施，收回全部工作票并终结。3.2、发电机恢复备用前的检查项目：2.1发电机出口断路

46、器021（022），断路器021（022）操作机构正常、操作电源、储能电源及其控制回路完好；3.2.2 发电机测速装置完好；3.2.3 发电机各相母线及各部位正常，测温装置投入正常，电流互感器接线完好；3.2.4 发电机出口电压互感器清洁完整，本体无损伤、破裂等现象；3.2.5转子回路的滑环、碳刷、刷架及碳刷引线等清洁、完整、接线紧固，碳刷与滑环接触良好，碳刷在刷握内无卡涉现象，碳刷弹簧压力应均匀；3.2.6 上、下导油槽油色、油位正常，无渗漏现象；3.2.7 风洞内的检查：3.2.7.1风洞内清洁无杂物，照明正常； 3.2.7.2下导及推力油槽油色、油位正常，无渗漏现象；3.2.7.3发电机

47、空气冷却器完好，各冷却器的供、排水阀在全开位置，且无渗漏水；3.2.7.4发电机定子引出线、中性点引出线连接正常,清洁无杂物；3.2.7.5发电机消防系统正常，喷头无渗漏水现象；3.2.7.6制动风闸及闸块完好；加热装置正常；3.2.7.7机组制动系统正常,制动气源压力正常；3.2.7.8顶转子操作已完成。四、机组的操作4.1、机组恢复操作4.1.1顶转子操作4. 1.1.1连接顶转子油泵工作电源，检查油箱油位正常，油质合格；4.1.1.2全关顶转子油泵排油阀；4.1.1.3全开顶转子保持阀；4.1.1.4在大轴上做好标记，专人监视转子顶起高度；4.1.1.5启动油泵，当油压表指示为9mpa左

48、右，将转子顶起1015mm，立即停止油泵并保持1分钟；4.1.1.6缓慢开启顶转子排油管阀门，监视油压下降至零；4.1.1.7全关复归电磁阀检修阀及复归电磁阀检修阀，全开手动复归进气阀；4.1.1.8开启手动复归排气阀，直到没有滴油为止；4.1.1.9关闭手动复归排气阀；4.1.1.10恢复机组刹车装置在自动刹车位置。注意: 顶转子操作完毕后,顶转子保持阀务必拧至全开位置,否则停机制动时不能正常制动。4.1.2 机旁动力盘电源恢复操作4.1.2.1 检查低压动力盘所有负荷开关在“断开”位置，且备用完好；4.1.2.2合上励磁装置电源开关；4.1.2.3合上技术供水滤水器电源开关；4.1.2.4

49、合上压油装置油泵工作电源开关；4.1.2.5合上各保护及自动装置的交、直流屏电源开关。4.2、发电机恢复备用操作4.2.1检查机组所属设备无异常；4.2.2拆除检修临时遮拦，拆除检修中安全措施(短路接地线、接地刀闸等)，恢复常设遮拦和永久性安全措施，收回所有工作票并终结；4.2.3检查发电机出口地刀0219（0229）在断开位置；4.2.4出口断路器021（022）在工作位置且处于断开状态；4.2.5检查发电机励磁功率柜电源无异常，将刀闸拉至“合闸”位置；4.2.6检查出口电压互感器一次保险已合上，互感器本体无异常，4.2.7投入出口电压互感器二次侧空气开关；4.2.8检查上导、下导及推力油槽

50、油位、油色正常；4.2.9检查上导、下导及推力油槽进、出油阀全关；4.2.10将机组交流电源配电屏各电源恢复正常；4.2.11将励磁系统恢复正常；4.2.12将发电机保护及故障录波装置投入正常；4.2.13将机组制动系统恢复正常；4.2.14将计算机监控系统恢复正常；4.2.15将技术供水系统全部恢复正常；4.2.16将机组压油装置、调速器系统恢复正常；4.2.17将机组状态监测系统恢复正常；4.2.18检查机组消防系统恢复正常。4.3、机组零起升压4.3.1 检查发电机出口断路器021（022）在断开位置；4.3.2 检查发电机出口地刀0219（0229）在断开位置；4.3.3检查机组保护投

51、入正常；4.3.4检查计算机监控系统正常；4.3.5检查励磁系统正常，发电机灭磁开关fmk合上正常；4.3.6在发电机励磁调节器主控窗将“电压给定”设定ur=3kv；4.3.7将发电机开至空转态；4.3.8运行值班在“现地”操作，按下励磁控制屏上“开机（起励）”按钮，发电机电压开始缓慢上升，待升至设定值时，操作“增加” 按钮，分别将发电机电压逐步升至5.5kv，7.5kv，10.5kv至额定值各运行5分钟，对发电机及发电机母线出线、励磁变、机端电压互感器等一、二次设备进行认真检查，同时监视发电机出口电压和转子电流正常，发现异常情况时，应立即逆变灭磁或立即停机；4.3.9 机组零起升压正常后，操

52、作调节器面板上“逆变灭磁”按钮，进行灭磁。4.4、发电机退出至检修操作4.4.1检查机组在停机状态；4.4.2检查发电机出口开关021（022）在“分闸”位置，拉出至“试验”位置；4.4.3卸下发电机出口电压互感器一次侧保险，断开电压互感器二次侧空气开关；4.4.4将发电机励磁变0231（0241）隔离插头拉出至“试验”位置；4.4.5按要求退出机组保护；4.4.6退出励磁系统；4.4.7合上发电机出口0219(0229)地刀。4.5、机组自动开机至空转操作4.5.1 检查调速系统各部正常，调速器在“自动”状态，指示灯“绿灯”亮；4.5.2检查压油装置运行正常，1号、2号压油泵控制把手在“自动

53、”位置，压油罐压力正常；4.5.3检查机组蝶阀已开启正常；4.5.4检查风闸已全部落下，制动屏上“绿灯”亮；4.5.5检查机组保护及自动装置投入正常；4.5.6检查励磁系统正常；4.5.7检查计算机监控系统正常；4.5.8检查机组状态监测系统正常；4.5.9检查机组制动系统在“自动”状态，气压正常；4.5.10检查机组出口断路器021（022）在“工作”位置，且处于“分闸”状态；4.5.11检查发电机侧0219（0229）地刀在断开位置；4.5.12上位机给发电机下“空转”令；4.5.13检查机组技术供水投入正常；4.5.14监视调速器动作正常，导叶打开正常；4.5.15监视机组转速上升至100%ne正常；4.5.16汇报设备专责。4.6、自动开