灯泡贯流式水轮发电机组运行规程

TOC\o"1-5"\h\z1水轮机运行规程 （1）2发电机运行规程 （17）3变压器运行规程 （33）4高压配电装置运行规程 （47）5厂用电系统运行规程 （63）6备用电源柴油机运行规程 （74）7辅助设备运行规程 （81）8调速器系统运行规程 （115）9励磁系统运行规程 （123）10直流系统运行规程 （132）11继电保护运行规程 （137）12水务管理规程 （178）13柳城水电站工程概况 （180）水轮机运行规程1主题内容与适用范围1.1本规程规定了柳城水电站水轮发电机的管理运行方式，操作维护及故障、事故处理。1.2本规程适用于柳城水电站运行人员和生产管理人员对水轮发电机的运行管理，也可供有关检修人员参考。1.3下列人员应通晓本规程1.3.1领导及技术人员：分管生产领导、站长、工程师、助理工程师、专职技术人员。1.3.2生产人员：管理员、值长、运行值班员、维护班人员。2引用标准本规程是根据机组制造厂家提供的技术资料、有关技术标准并结合本厂实际情况编写。引用主要标准有：DL/T710—1999DL/T507—93S417-00JT《水轮机运行规程》《灯泡贯流式水轮发电机组起动试验规程》《水轮机基本技术条件》3灯泡贯流式水轮机介绍贯流式水轮机的导叶和转轮间的水流基本上无变向流动，加上采用直锥形尾水管，排流不必在尾水管中转弯，所以效率高，过流能力大，比转数高，特别适用于水头为3一20米的低水头电站。这种水轮机装在潮汐电站内还可以实现双向发电。这种水轮机有多种结构，使用最多的是灯泡式水轮机。灯泡式机组的发电机装在水密的灯泡体内。其转轮既可以设计成定桨式，也可以设计成转桨式。世界上最大的灯泡式水轮机（转桨式）装在美国的罗克岛第二电站，水头12.1米，转速为85.7转/分，转轮直径为7.4米，单机功率为54兆瓦，于1978年投入运行。4水轮机结构说明…

柳城水电站水轮机是由天津市天发重型水电设备制造有限公司生产的灯泡贯流式水轮机，水轮机型号GZTF08B-WP-550，装置形式为灯泡贯流式，座环为机组的主要支撑。水轮机本体包括“埋入部分装配”、“导水机构”、“转动装配”、“轴承装配”、“主轴密封”、“接力器装配"“水气管路”、“仪表管路”、“调速器油管路布置”等部套。4.1埋入部分装配包括：尾水管装配、转轮室、基础环、伸缩节、管形座装配等。4.1.1尾水管装配尾水管里衬是防止水流对混凝土尾水管直接冲刷而设置的金属衬板，由12mm厚钢板卷制，在距转轮中心线3295mm处设有四只测压头作为电站测试水压之用。尾水管里衬长8.355m，分三节共6半，第一节长2755mm，该节上装有中630尾水管进入门，第二、三节长2800mm，每节下半节装有安装用支腿2个，以备安装调整使用。4.1.2转轮室转轮室为钢板焊接结构，上部在桨叶转角范围内120。易汽蚀区域采用不锈钢，与叶片配合面为球面，喉部直径为①5278mm，为了便于安装，分上、下两半，用螺栓把合一起，采用橡胶条密封。转轮室用螺栓和外配水环把合在一起，把合法兰处密封采用012橡胶条密封。4.1.3基础环基础环上装有伸缩节，后部焊在尾水管上，它是伸缩节、转轮室的基础，要求与管形座具有一定的同轴度及平行度要求。基础环采用钢板焊接结构，在安装调整轴线后，下游端与尾水管里衬焊牢。基础环要承受转轮室传来的水力振动，因而要求与混凝土结合牢固。4.1.4伸缩节伸缩节安装在轮转室与基础环之间，采用016橡胶条密封结构，可有效地防止漏水，伸缩节轴向调节间隙10mm，作为消除安装时的间隙误差之用，出可消除因厂房基础变形而对机组结构之影响。4.1.5管形座装配管形座是机组的主要支撑，承受机组大部分重量，水的压力、浮力、正反向推力、发电机扭矩等，并将这些负荷传递到基础混凝土上，因而应具有足够的强度、刚度。管形座是整个机组的安装基准，水轮机的导水机构，发电机定子，组合轴承等都固定在其两端法兰上，并以此为基准顺序安装。管形座采用钢板焊接结构，受运输条件限制内锥分为两半，外锥分为四半，在水平方向有两个固定导叶，在垂直方向有两个进入筒，既为管形座的主要受力部件，也作为安装油、水、气管路和电气线路，更换水轮机轴承、密封、组合轴承的通道。4.2导水机构灯泡贯流式机组导水结构的主要作用：导水机构为圆锥式，16只具有空间曲面的导叶成65°°锥角组成封闭的多棱锥面。主要功能是使水流在进入转轮前产生环量，并根据机组功率的需要调节流量，水轮机停止运行时，导叶关闭切断水流。导水机构装配主要：由外配水环、内配水环、导叶、控制环、压环、套筒、导叶臂、传动机构、重锤装配及锁锭装置等组成。4.2.1导水：通过调节导叶开度可调节机组转速、功率。关导叶时则可切断水流使机组停机。导叶轴套采用具有自润滑性能的钢背复合材料，分别安装在内、外配水环上。为测量导叶后外配水环内水压力设有四只测压头。

4.2.2控制环上悬挂有14.5T的重锤，当机组正常停机时，导水机构在接力器操作力矩、重锤力矩及导叶自关闭水力矩共同作用下关闭。而当事故停机又遇调速器故障时，则自动油阀使接力器开腔通排油，关腔直通压力油罐的压力油，加上导叶自关闭力矩及重锤力矩将导叶关闭，以防机组飞逸。4.2.3传动机构：由导叶臂、连板与控制环、导叶组成为一空间运动系统，连板机构采用球形付，磨擦面为钢对铜，定期注入润滑脂,在导叶处设有拉断销，相隔布置。当导叶间有异物卡住不能关闭时，拉断销被拉断而保证了其它零件不至损坏，拉断销拉断时能自动发出信号，以便进行停机并更换损坏的拉断销。4.3转轮装配转轮是水轮机的重要部件，通过它将水流的能量转换为机械能，经主轴传给发电机转换为电能。转轮型号为GXTF08B，转轮装配包括叶片、转轮体、转轮体芯、活塞缸和叶片传动机构等。转轮名义直径为5.5m，缸动式结构，轮毂比为0.33,工作油压为6.3MPa，三只叶片，叶片根据水头、负荷通过调整至最佳位置以保证水轮机在高效率工况下运行。4.3.1转轮体：材料为ZG20Mn，在叶片转角范围内呈球形，球面夕卜壁开有三个孔，内装铜轴套，为叶片系统的外部轴承，转轮体上设有放油阀和通气孔，用以安装、试验、检修时放油、充渍、排气之用。转轮体内油压由轮毂高位油箱保持，大于上下游水位压力。4.3.2叶片：桨叶密封采用“V”、"X"型橡胶组合密封，在不拆卸桨叶的情况下，可以更换密封。桨叶密封将作整体耐压试验，以保证不漏油、不渗水。4.3.3叶片操作系统：叶片操作系统由接力器缸、活塞、转臂、连杆等组成，采用缸动式结构，活塞固定不动，来自受油器开关腔的压力油通过接力器缸的运动，带动连杆、转臂操作叶片转动。接力器缸和导向筒的配合部位设置两个导向键可防止活塞缸转动。活塞与活塞缸之间设有良好密封，可有效减少两腔漏油，活塞直径中750mm，操作油压6.3MPa。主轴水轮机与发电机共用一根轴，轴身直径为①700mm，与水电径向轴承配合直径为①740mm，轴长为6405mm，转轮端法兰直径为①1320mm，发电机转子端法兰为①1150mm，两端有法兰分别与转轮、转子用螺栓联接，并有销子传递扭矩。轴承装配水轮机导轴承即水导轴承采用动静压结合式油膜轴承，轴瓦采用轴承合金材料，为分半结构，内径（p750mm，瓦长525mm，单边间隙为0.2一0.225mm。当水轮机转速超过95%额定转速时，轴承为动压运行，此时轴承油膜由动压形成。润滑油来自重力油箱，耗油量为25l/min。使用N46汽轮机油，排油自流至设在水轮机坑的液压泵站。当水轮机起动及机组停机过程中，转速低于95%额定转速时，轴承为静压动行，此时由高压油油泵供给高压油通全轴瓦下部的高压进油腔，用高压油将主轴顶起形成油膜，避免在低速时油膜破裂导致烧坏轴瓦。轴瓦下部设有两只电阻温度计，既能读数也能发出信号，当轴瓦温度达到70C时，发出信号指令机组事故停机。4.6主轴密封主轴密封是防止流道内压力水通过转动与静止部分之间的间隙漏至水机仓内部，它由主轴工作密封和检修密封组成。密封的设计可在不拆水轮机径向轴承的情况下调整、更换密封。

4.6.1工作密封采用双道密封形式，第一道密封与不锈钢衬套接触，密封村料为聚氨酯橡胶，第二道密封为平板密封，密封材料为中硬耐油耐磨橡胶，固定支架装在导流锥上，水箱把合在固定支架上，把漏水通过水箱下部的排水管排至集水井。工作密封通过清洁水润滑。4.6.2检修密封采用空气围带式密封，停机检修时，围带内通入压缩空气使围带扩胀。防止水进入灯泡体内。4.7受油器操作油管装配受油器装在发电机定子上，采用浮动瓦结构，由受油器体、受油器座、前油箱、操作油管装配等组成。4.7.1受油器将来自调速器主配压阀的开、关腔两个压力油管通过操作油管（装配的内外油管）与转轮的活塞相通，构成操作转轮叶片转动的供油系统，受油器操作油管的内管将来自重力油箱的油罐到转轮体内腔形成一个恒定压力油源，用以密封叶片与转轮体配合的间隙，防止流道的水进入转轮体内。转轮叶片的转角通过回复机构的回复轴用电反馈反馈给调速器。其额定工作油压6.3MPa。4.7.2受油器设有漏油回收和排出装置，桨叶接力器位移指示装置，受油器与发电机所有联接处都设有绝缘材料。受油器转动与固定部分留有一定的反向推力位移裕量。4.8导叶接力器采用两只后铰式直缸接力器，额定操作油压6.30Mpa，行程为1070mm，接力器与机组水平中心成90C布置在水轮机机坑支墩平面上，它由接力器缸、活塞、推拉杆及前后缸盖等组成。接力器保证在水轮机运行范围内都能可靠地操作导叶，调速器事故时靠重锤关闭导叶。接力器设有导叶机械液压分段关闭装置。4.9水气管路布置水气管路包括主轴密封供水和排水系统，检修密封压缩空气系统及相应的自动化元件，当水气供应不满足要求或中断时能发出警报信号，主轴密封供水中断时能自动停机，排水接至电站集水井。4.10仪表管路布置仪表管路中有六个议表，分别测量管形座前进水流道压力，轴承润滑油压力，主轴密封清洁水压力，导叶后、桨中前的水压力及真空度、尾水管的压力及真空度。各仪表分别与上述各处管子相连接，每个仪表下接有一个截门，必要时可以关闭或打开，六个仪表装在一个仪表盘上，仪表盘放在便于观察的地方。仪表管路还备有3根试验管，分别测量导叶前、后和尾水出口的水压力。4.11回复机构采用电反馈型式与微机调速器，导叶、桨叶反馈装置形成一套完整的安全可靠的协联运行系统。4.12水轮机旋转方向从上游向下游看为顺时针。5水轮机技术性能水轮机型号与规格名称灯泡贯流式水轮机型号GZTF08B—WP—550额定水头4.24m最大水头5.91m最小水头2.0m

加权平均水头4.75m额定出力7615KW额定流量200.74m3/s额定转速75r/min飞逸转速250r/min允许吸出高度（全轴中心线）-5.5m安装高程42.1mm额定效率91%最大效率93.9%最大水头时最大轴向推力正向推力127t反向推力167t生产厂家天津市天发重型水电设备制造有限公司5.1水轮机净水头最大水头Hmax5.91m;5.1.2额定水头He（发额定出力时的最小水头）4.24m;5.1.3最小水头Hmin2.0m。5.2转速额定转速：75.0r/min5.2.2飞逸转速：在最大水头5.91m、发电机空载、导水叶全开，协联破坏情况下，最大飞逸转速＜250r/min。5.2.3飞逸时间：在最大飞逸转速工况下机组所有旋转部分应能安全运行5min，不产生有害变形。5.3运用范围水轮机稳定运行范围规定如下：水头范围：2.0—5.91m;出力范围：3.046一7.615MW;额定转速：Nr=75r/min。5.4功率和效率5.4.1功率保证5.4.1.1在额定水头4.24m时，水轮机最大出力不小于7.615MW;5.4.1.2在最小水头2.0m时，水轮机最大出力不小于3.046MW;5.4.1.3在最大水头5.91m时，水轮机最大出力不小于7.615MW。效率5.4.2.1在额定水头4.24m，发额定出力7.615MW时，保证水轮机的效率不低于91.0%;5.4.2.2在全部运行范围内，水轮机的最高效率保证值为93.9%;5.5整机运行稳定性和噪声：在净水头2.0m至5.91m的范围内，机组保证在电网中带各种负荷稳定运行，在孤立电网中空载运行稳定。5.5.1在5.3规定的运行范围内，水轮机尾水管内的压力脉动值不大于相应水头10%;5.5.2在5.3规定的运行范围内，水轮机径向轴承垂直振动值双幅不大于0.14mm;5.6.3在额定转速和导叶空载开度至满载开度的全部运行工况下，在转轮中心线平面上距离转轮室外缘

1m处测定，其噪声不超过85dB。5.7调节保证5.7.1机组在4.24m水头，7.615MW出力下突甩全部负荷时，最大转速上升率不大于70%;5.7.2机组在5.91m水头，7.615MW出力下突甩全部负荷时，导叶前最大压力上升值不大于16mH2O。6水轮机运行规定6.1水轮发电机组是全厂最重要的机电设备，为确保机组的安全经济运行和人身安全，值班人员和有关人员必须严格遵守本规程，任何人对本规程有违反之处，值班人员有权制止和拒绝执行，并汇报有关领导。6.2机组正常运行主要保护和自动装置都必须投入，退出保护运行需由生产领导或公司机电总工批准，变更定值要有正式的定值更改通知单。6.3机组应尽量在5.3条规定的稳定运行范围内运行，并及时调整运行工况，避免运行中振动、噪音超过允许范围。6.4汛期泄洪时，当机组负荷小于3046kW时，一般应将机组停机，其运行最低极限水头为2.0m，机组不得在2.0m以下的水头运行。6.5为保证机组的运行工况和提高水能利用率，当机组进水口拦污栅落差超过0.3m时，应联系机组空转清渣处理。6.6机组运行中受到较大冲击时，应对转动部分、连接部分、支撑等进行检查。当机组发生飞逸，采用落尾水门方法迫使机组停机，停机后应通知检修进行全面检查。6.7轴承润滑油系统是机组运行的最主要环节，其工作正常与否直接影响着机组的安全运行。因而运行中要加强对本系统的巡视与维护，并随着季节的变化及轴承工作温度情况对润滑油量及冷却水量作一定的调整。6.8运行中轴承润滑油量及温度规定：〜轴承项目 承正推反推发导水导油流量(L/min)808051.625正常油温(C)15一5015一45正常瓦温(C)<55<50<50<50故障报警瓦温(C)65事故停机瓦温(C)706.9在负荷不变的情况下，机组轴承瓦温较前1小时升高2一3°C时，应检查油系统及冷却水系统的工作情况，并检查机组摆度、振动等有无增大，查明原因，及时处理。6.10轴承油冷的冷却效果可用调整冷却水量来改变，冷却水最高水温28C时最大耗水量约为25m3/h。当冷却水量最大，而冷却效果仍不良时，应待停机时通知检修清洗油冷。6.11当轴承润滑油温度低于15C时不允许开机。冬季停机备用的机组，应检查其回油箱油加热器能否自动保持油温在20C以上，当油温低于15C时应手动投入加热器，当油温25C时应退出加热器，并通知检修检查加热器控制回路。

6.12润滑高位油箱正常运行中高位油箱应在溢流状态，停机时油箱亦应保持在最高油位。6.13运行中机组主轴密封润滑水量＜25L/min，但切忌滴水不漏，以免烧损密封填料。主轴密封供水压力保持在0.2—0.25MPa之间（表计处0.1一0.15MPa）,检修围带密封气压为0.60一0.70Mpa之间。6.14当机组发生高转速加闸停机，停机后应对风闸进行检查。6.15备用机组应同运行机组一样进行巡视和维护。未经值长许可，不得在备用机组上进行任何检修工作。7水轮机运行操作7.1开机操作7.1.1机组开机前应检查：a） 无任何事故信号；b） 调速系统、轴承油系统、转轮恒压油系统、技术供水系统、制动系统及发电机冷却系统均正常；c） 各保护、信号及自动装置均正确投入。7.1.2机组的启动可用自动和手动方式，正常开机以上位机自动方式为主。7.1.3机组自动开机的条件：a） 机组温度正常；b） 调速器无故障；c） 剪断销未剪断；d） 调速器无事故低油位；e） 紧急停机按钮已复归；g）接力器锁定投入。7.1.4机组自动开机条件具备后，各开机条件满足灯亮，此时在中控上位机给开机令，机组将按程序自动开机。7.1.5机组开机前，值班人员应检查机组各辅助设备状态正确，调速系统和励磁系统正常。7.1.6机组开机过程中应注意下列情况:a） 导叶、浆叶动作协联情况；b） 机组的声音及振动情况；c） 机组转速上升情况；d） 各轴承温度上升情况；e） 油压装置工作情况；f） 高顶油泵动作情况；g） 润滑油系统工作情况。7.1.7手动开/停机在下列情况使用：a） 检修后第一次开/停机；b） 调速器自动方式不能运行或微机故障；c） 机组试验需要；d） 汛期低水头特殊工况下。7.1.8手动开机操作步骤：

a） 检查机组各系统正常，开机条件满足；b） 启动润滑油泵，技术供水阀全开、投入主轴密封水，退空气围带气，启动各辅助设备（润滑油循环、冷却水供给、冷却风机）；c） 投入高顶油泵；d） 复归制动闸装置；e） 轴承油流量正常后，将调速器切手动后开机；f） 机组转速正常（大于95%额定转速）后，退出高顶油泵。7.1.9机组自动方式开机流程：查开机条件满足一启动开机一拔锁锭且已拔出一启动润滑油泵一技术供水阀全开+主轴密封供水阀全开且水量正常一开启机组润滑高位油箱轴承主供油电动阀一空冷风机投入一高顶油泵启动一查高顶压力正常-查组合、水导轴承供油量正常一制动闸已落下一检修密封空气围带排气并无压一给调速器开机令-查转速上升至95%Ne-高顶泵退出-空转状态一合火磁开关一给励磁启励令一空载状态一复归调速、励磁开机令-发电令-投同期-合断路器-复归同期-机组带负荷运行。7.1.10开/停机前后，均应对机组进行全面检查。7.2停机操作7.2.1机组停机前应检查制动系统正常，正常停机采用自动方式。7.2.2自动停机时应监视高顶是否投入，调速器等是否动作正常，动作不良时应手动帮助。7.2.3机组停机过程中，应监视制动系统工作情况，当机组转速降至35%Ne（监控自动停机流程给定值）厂家提供给定值为机组转速降至20%Ne时投入制动，制动投入当自动刹车失灵时，应改为手动刹车。制动气压0.50—0.70Mpa，使机组连续制动。7.2.4停机过程中遇导叶卡阻，拉断销拉断，机组无法正常停下时，采用落尾水闸门迫使机组停机。7.2.5机组停机后，应检查轴承润滑油系统，发电机冷却系统等是否退出，油冷却水，主轴密封水和轴承主供油阀是否关闭，以及空气围带是否充气。制动是否投入，锁定是否投入，冷却风机是否退出，调速器是否正常，油罐油压、油位正常。7.2.6手动停机操作步骤：a） 发电机与系统解列；b） 发电机手动火磁；c） 投入高顶；d） 在调速器机柜上操作停机；e） 转速至20%Ne时刹车；f） 转速至零后，退出高顶和各辅助设备，关轴承主供油阀；g） 退密封水，投围带气；h） 投接力器锁定。7.2.7机组自动方式停机流程：空载令-有功、无功减至最低限值-导叶已关到空载-跳发电机断路器且已分闸-空转令—给励磁停机令—查电压降至5%Ue—停机令—停机令给调速器—转速降至＜95%Ne-高顶油泵投入-查导叶全关-查转速降至35%Ne（自动流程数值）本电站厂家规定值为20%额定转速

-投制动电磁阀且制动闸有压-查转速降至0.5%Ne-开主轴检修密封空气电磁阀、关润滑高位油箱出油电动阀、关主轴密封水电磁阀、停止空冷风机-投入接力器锁锭-复归调速器停机令-停机完成。7.3机组转检修操作7.3.1机组的检修必须按《调度规程》的有关条款办理申请手续。在按照调度批准的时间将机组转入检修后，应及时汇报地调。7.3.2水轮机大修应做如下安全措施：a） 机组停机并做好电气方面检修隔离措施，即将发电机转入冷备用；b） 落下进水口闸门并做好防止误开的安全措施；c） 手动将导叶开度开到10%位置；d） 落下尾水闸门后，打开机组上、下游流道检修阀S1（2）（3）121;e） 启动两台检修排水泵抽上、下游流道水位全工作点以下；f） 关闭调速器主油阀（Y1006）；g） 手动将导叶打开至全开位置，h） 退出机组所有辅助设备，压力油罐排压；关闭刹车、复位及围带供气阀；i） 打开尾水进入门观察阀，观察是否有水流出。7.3.3部分水轮机的工作，若需进入发电机内部进行工作，则应落进水口闸门。7.3.4设备经过检修后，值班人员应进行全面检查，并会同检修（维护）人员进行必要的启动操作，同时要求检修（维护）人员进行以下检修交待：a） 设备所修项目（含技改项目）及检修（改造）简况（简图）涉及设备结构的更改或运行方式变化，必须提供详细的技术文件（含技术图纸）。b） 设备存在的问题及运行中注意事项。c） 设备检修后各项参数是否符合规程的要求。d） 设备是否具备投运条件。7.4机组恢复备用的操作7.4.1水轮机大、小修后，经公司主管生产领导作出准备启动决定后，当班值班员应完成下列工作;a） 收回所有检修工作票，全体工作人员撤离工作地点；b） 检查水轮机各部分及周围（包括所有工作场地）应清洁整齐；c） 检查各油箱已加至正常油位，压力油罐建压；d） 恢复工作票上所有安全措施。7.4.2完成以上工作后，值班员应与工作负责人一道试验各辅助设备正常，并由检修人员调整好各轴承油流量，然后将各辅助设备控制开关放至正常位置，调速器恢复正常状态。7.4.3具备上述条件后，进行充水操作：a） 检查流道排水阀及尾水排水阀确已关闭，将导叶手动开至10%；b） 提进水闸门充水门对流道进行充水，检查机组各部位是否漏水；c） 各部正常，关导叶，投锁定，且尾水门内外水压平衡时提起尾水门；d） 检查泡头及压力盖板等处是否漏水；e） 各部无漏水且水压平衡时提起进水门。

7.5机组检修后的试验7.5.1机组检修后的试验，应由技术部门事先拟好启动方案和试验程度，并在生技、安监、运行、检修等有关人员在场时进行。7.5.2机组检修后的首次启动应以手动方式开机，并由检修人员在泡头、内筒体等各部监听声音和测量摆度。7.5.3若机组轴承瓦进行过检修处理，则开机后应监视瓦温变化情况，待瓦温稳定后方能进行其它试验。7.5.4机组操作或试验过程中，如发现事故信号、剧烈振动、异音、异味或其他异常情况应立即停止操作，并报告值长，待查明原因后，方可继续下步工作。7.5.5机组大修后开机前检查：a） 查#机尾水进入孔确已关闭，上、下游流道水充满且无漏水；b） 查#机检修流道排水阀确已全关；c） 查#机检修尾水排水阀确已全关；d） 查#机尾水闸门、进水闸门确已提起；e） 查#机各部确已无防碍其转动异物；f） 查#机润滑油箱、高位油箱、调速器油箱油位正常；g） 查#机压力油罐油压、油位正常；h） 查#机组合轴承油位正常，溢油管有油流；i） 查#机制动气压正常j） 查高位水箱水位正常8水轮机维护与检查8.1运行中的机组应定时记录各轴承温度、轴承润滑油流量、油压以及油冷却水压力，并按规定的时间、线路进行巡回检查。8.2备用机组停机时间这一个星期小时以上时，为防止轴承油中的水分锈蚀轴瓦，应投入轴承油泵运行20分钟，投入高顶泵运行5分钟。投加热器24小时，每隔一小时投风机二台5分钟。8.3水轮机各部的巡回检查项目8.3.1操作层设备检查项目：a） 查调速系统工作正常，具体见《调速系统运行规程》；b） 查机组LCU装置工作正常，具体见《计算机监控系统运行规程》；c） 查机机组动力柜、油泵动力柜工作正常；e） 查动力柜相相电压、各支路电流指示正常，无过载现象；f） 查动力柜刀闸接触良好，各开关投入正常，各电缆连接可靠，无过热现象；g） 查柜内各二次接线良好，无松动、过热现象；h） 查动力柜面板各电源指示灯、工作指示灯指示正常；i） 查柜内各中间继电器无跳动、热继电器无动作，综合控制器无异常；j） 电源自动转换装置（ATS）工作正常，在自动位置；正常供电电源在厂用电I段，另一路备用电源有电压；k） 查制动测温柜、仪表柜指示正常；

l） 测温装置工作正常，机组各部轴承瓦温、发电机冷热风温及定子温度均在允许范围；m） 查轴电流继电器工作正常，无轴电流指示；n） 查制动装置进气压正常，在自动工作状态，各管路阀门位置正确，无漏气现象；o） 查机组运行时制动装置在复归状态、停机时在制动状态，开停机时能够按转速自动投退；p） 查柜后各电源开关投入正常，各接线良好，无松动过热现象。8.3.2设备、电缆层设备检查项目：a） 查机组运行中主轴密封水压在0.2—0.3Mpa内，围带无气压；停机中主轴密封无水压，检修围带在充气状态（0.6MPa）；b） 机组运行中各轴承油流量计信号灯指示正常（所有绿灯均亮），透明油管中充满油；停机中轴承供油电动总阀在关闭位置；c） 各电磁阀、电动阀、传感器接线良好，动作可靠，运行中无漏油、水、气现象；d） 查机组运行中空冷水压在0.15—0.25Mpa之间；e） 查各油、水、气阀门位置正确，各阀门及管接头无渗漏现象。8.3.3内筒体检查项目：a） 发电机出线电缆联接可靠，无过热、放电现象；b） 筒内干燥、照明良好，温度适中。无结露、积水、积油现象；c） 机组运行中振动正常，无异音、异味；d） 齿盘测速装置工作正常，接线良好，无开关变位现象；e） 组合轴承回油管、水导轴承回油管油流量计显示值正常；f） 导叶轴套无漏水，主轴密封无大量漏水，水导轴承无甩油现象；g） 各油、水、气管路及阀门无渗漏；h） 查各轴承测温引线接线良好；i） 转子接地保护碳刷与大轴接触良好，无电火花；j） 查筒内各部件之间连接紧固，无松动、脱焊现象。8.3.4廊道层检查项目：a） 机坑层排水沟畅通，水中无油和其它杂物；b） 机组运行振动声正常，无金属撞击声和其他不均匀响声；c） 油冷却器工作正常，外部无结露，油冷水压力在规定范围内；d） 漏油箱、润滑回油箱油位在正常范围；e） 各油泵运行声音正常，出油压力正常，油泵外壳接地，地脚螺栓联接紧固；f） 油泵现地控制柜各控制开关在自动状态，柜内各端子接触良好，无松动、过热现象；g） 高顶油泵在开机令给出全机组转速达95%Ne和停机令给出转速降至95%Ne直至机组全停的过程中投入，开停机过程中高顶出油管压力应保持在10-20MPa左右；h） 当油温小于20C时投入油加热器，同时关冷却水，油温大于25V时，退出加热器，投入油冷却器；i） 导叶接力器动作正常，无抽动现象，推拉杆背帽无松动，结合面及管路无渗漏；j） 导叶反馈钢丝绳无脱槽断线现象；k） 导叶连杆连接正常，连杆背帽无松动；l） 导叶拉断销信号装置接线良好，调速环锁锭运行中在拔出位置；

m） 导叶轴套、转轮室、伸缩节和尾水管进入孔各结合面无漏水，无裂缝、螺杆无松脱；n） 各系统阀门位置正确，阀门及管路无漏油、漏水现象，当油泵停止运行时，各逆止阀能可靠动作止逆。8.3.5高位油箱室检查项目：a） 润滑高位油箱油位保持在溢流状态，溢流管畅通，机组运行中有溢油声，油位计满油位；b） 轮毂油箱油位正常。油位计能正确反映油位，油位计无破损漏油；c） 各进、出油阀门位置正确，正常运行中除油箱排油阀外，其它阀门均应全开。各阀门及管接头无漏油现象；d） 油箱各油位传感器、温度传感器、电加热器等接线良好，无松动、过热现象；e） 油箱体温度适宜，电加热器能根据油温自动投退。8.3.6水泵室检查项目a） 水泵运行中声音正常，轴封无漏水，外壳接地良好，地脚螺丝无松动；b） 水泵轴承油位正常，无渗漏油，泵体运行中无过热（以手触试）；c） 水泵进出各阀门位置正确，无渗漏水现象，水泵出水逆止阀能可靠止逆；d） 总冷却水电动阀在开机时能自动开启，停机时自动关闭；e） 查水泵控制柜面板控制各开关在自动，无故障光字灯亮，水泵启动过程及运行中电流正常；f） 查控制柜双投刀闸在I或II段位置，触头接触良好，柜各电源接线可靠，无过热现象;。g） 查柜内各元件工作正常，空气开关未脱扣，热继电器无动作，熔丝无熔断；h） 查技术供水泵每次起动时间和每日起动次数正常，能够按设定起动次数自动轮换工作；i） 查技术供水全自动滤水器是否能自动。9水轮机故障处理当机组发生故障时，中控室报警，上位机显示“#x机组故障”，并推出相应故障画面，值班人员应立即查明原因并及时处理。9.1水机故障信号有：a） 正推、反推、发导、水导瓦温升高；b） 空冷器冷、热风温度升高；c） 空冷器、油冷却器供水、主轴密封水供水中断；d） 正推、反推、发导、水导供油中断。组合轴承油位过低；e） 导叶拉断销拉断；f） 调速器故障，压力油罐压力异常；g） 高顶总管、发导高顶、水导高顶油压过低；h） 润滑油泵油箱、油箱油混水；i） 各油箱油位异常；j） 轴电流过大；k） 高位水箱水位过低。9.2压油系统故障9.2.1原因：备用泵投入、压油罐位异常、调速器油箱油位异常。

9.2.2处理步骤a） 压油系统故障后，应查看上位机信号及现地检查。若为备用泵投入信号，应检查备用泵启动的原因，如导浆无法协联情况、主用泵停泵等；b） 若为压油罐油箱油位异常，应立即检查油位是否正常，不正常可进行手动补气或排气，使油面保持在正常范围，并通知检修处理；c） 若为调速器油箱油位异常，应立即检查油位是否过低，如是则通知维护加油处理并检查油的去处；d） 检查压油系统装置信号是否误动所全。9.3风机、冷却水系统故障9.3.1原因：空冷风机故障、冷却水系统故障（冷却器堵塞）。9.3.2处理步骤a） 运行中如出现冷却水中断，应立即排除;当瓦体温度不超过55C，油槽内热油温度不超过50C时，可以暂时运行；在此期间应时刻监视油温、瓦温上升情况，恢复冷却水时，要缓慢调整至正常压力；b） 风机、冷却水系统故障后，应查看上位机信号及现地检查，若为空冷风机故障，应检查哪台风机停运并查明原因，如电源是否正常，空气开关是否跳闸，热元件是否动作等；c） 若为冷却水系统故障，应检查空冷却器是否停运，水系统阀门位置是否正确。若空冷器停运，应检查空气开关是否跳闸，电源是否消失，控制回路动作是否正常等；d） 若空冷却器运行则检查是否抽空不上水，滤过器是否堵塞，冷却器堵塞轴封漏水是否过大等现象，检查信号是否误动所全。9.4高顶泵故障9.4.1原因：高顶压力过低、高顶失败。9.4.2处理步骤a） 若为高顶压力过低信号，应查高顶泵是否已停止，若未停，应检查压力达不到额定值的原因，并通知维护处理；b） 若为高顶失败信号查高顶泵是否启动，若未启动应手动启动高顶泵，并检查高顶泵自动不启动的原因。9.5轴承润滑油系统故障9.5.1原因：高位油箱油位降低、轴承油流量中断、润滑油泵备用泵启动。9.5.2处理步骤：a） 轴承润滑油系统故障后，应查看上位机信号及现地检查润滑油系统运行是否正常；b） 若为润滑油箱油位过低所至，应通知维护加油并检查油的去向，并监视轴承油系统运行是否正常；c） 查轴承润滑用油量是否大于润滑油泵输油量所至，若是则通知维护立即控制油量大小使之达全平衡；d） 轴承油流量中断，应检查轴承油流量变送器是否损坏，信号是否误动；e） 查阀门是否被关闭或损坏；f） 若备用油泵启动，应检查润滑备用油泵启动的原因。如自动油泵启动是否上油；自动油泵不启动；空气开关跳闸；电源消失等。

9.6主轴密封水故障9.6.1原因：主轴密封水中断、主轴密封水过低。9.6.2处理步骤a） 检查高位水箱水位是否过低，若水泵在运行，则查是否抽空。b） 若是水泵不启动，应查电源是否消失，空开是否跳闸。c） 检查控制回路动作是否正常。d） 滤水器是否堵塞。e） 轴封漏水过大；f） 阀门是否损坏或误关。9.7机组轴承瓦温异常升高处理a） 若为机组轴承瓦温升高信号，应查系哪一瓦温报警，并与巡检温度及历史数据比较，判断瓦温是否确实升高；b） 密切监视其变化情况，若温度在均匀地继续上升，这时调整机组协联及负荷后无效应联系地调停机，并通知检修人员检查；c） 若温度稳定在一定值，应检查是否工况不佳引起，同时亦应通知检修检查温度的真实情况和温度计是否正常。9.8发电机冷、热风温度异常升高处理a） 发电机冷、热风温度升高，冷风温度接近热风温度，应检查空冷却器是否停运，出水阀是否误关；b） 若热风温度异常升高，应检查风机是否停运；c） 若冷热风温差正常，冷却系统工作正常，应根据定子温度适当调整发电机负荷。9.9导叶拉断销拉断故障处理a） 机组在发电工况下：检查哪一个导叶拉断销拉断，应联系地调停机处理；b） 停机过程中拉断销拉断，机组无法停转，此时应监视机组停机刹车情况，高顶油泵动作情况。若发现多个拉断销拉断，此时可将调速器切手动，缓慢将导叶关闭停机，此时应注意高顶泵应在运行，转速降至25%Ne时应手动刹车；c） 以上处理仍无效，则应落尾水闸门停机。通知维护人员再进行相应处理。10水轮机事故处理事故发生后，对事故前的运行方式，有关参数，事故时的现象和信号应详细准确地记录，事故信号只有在值长许可后方可复归。10.1机组发生事故时，值班人员应根据下列原则立即进行处理：10.1.1监视机组自动停机情况，当自动装置动作不良时应手动帮助。10.1.2维持正常设备及厂用电的安全运行，防止事故扩大。10.1.3有备用机组时，应联系调度开启备用机组。10.1.4机组事故停机后应进行全面检查，对事故的情况和经过向调度及领导准确汇报。10.2机组事故保护事故停机a） 电气事故（机组过速至110%）；b） 高位油箱油位过低；

c） 润滑油主备泵故障；d） 风机事故；e） 事故继电器动作f） 发电机保护跳闸；g） 手动事故停机；h） 调速器事故低油位；i） 轴承供油中断（电导润滑油、水导润滑油、反推轴承润滑油、正推轴承润滑油）。机组事故停机动作于跳出口开关和火磁开关、事故停机电磁阀动作关导叶。10.2.2紧急事故停机a） 事故停机中拉断销拉断；b） 机组过速至140%Ne；c） 紧急停机按钮动作；d） 紧继停机继电器动作；e） 运行时空气围带充气（导叶未全关，空气围带有压）。紧急事故停机除按事故停机流程停止外，还动作于重锤关机。10.3机组运行中遇下列情况之一时，应按紧急停机按钮停机：a） 确系发电机着火或冒烟时；b） 励磁变、火磁开关柜等处冒烟时；c） 空冷器大量漏水，受油器大量漏油而威胁定子安全时；d） 灯泡头内大量漏水时；e） 机组瓦温迅速上升，达事故保护值未动作；f） 机组转动部分发出持续明显金属撞击声时；g） 发生其它严重威胁设备和人身安全的现象时。10.4轴承瓦温过高事故10.4.1现象：中控语音报警音响，上位机显示“#x机组故障”，"#x机组事故”，“轴承温度升高”，“轴承温度过高"，机组负荷甩至零，出口开关跳闸，机组事故停机。处理:a） 若温度确已达到事故保护值，机组应动作事故停机，若不动作应立即按下紧急停机按钮或重锤关机，监视机组停机刹车动作过程，高顶泵是否动作投入；b） 检查确认哪一个轴承温度过高，记录轴承所有温度（包括巡检温度）；c） 根据事故温度计显示的温度及与其它测点所测温度的比较，判断是否为表计误动；d） 通知检修人员检查温度计及测温同路是否正常，将事故情况汇报有关领导；e） 有备用机组时应联系地调开启备用机组；f） 若判断为表计误动，经检查设备正常后并入系统运行。10.5润滑高位油箱油位过低现象：中控语音报警音响，上位机显示“#x机组事故”，“润滑高位油箱油位过低”机组负荷甩于零，出口开关跳闸，机组事故停机。处理：

a） 监视机组停机刹车动作过程，监视高顶泵是否动作投入，检查各轴承温度情况；b） 检查并根据事故时轴承油流量计的指示，判断系何种原因引起事故；c） 若润滑油箱油位过低，全使润滑油泵打不上油所致，则通知维护人员加油；d） 查轴承润滑用油量是否大于润滑油泵输油量所至，若是则通知维护人员调整控制轴承油量大小使之达至平衡；e） 若油箱油位及流量均正常，则应检查保护是否误动，整定值是否正确；f） 是否油泵自动停止引起，以及备用泵能否正常启动，动力电源是否消失，空开是否跳闸等。10.6调速器事故低油压现象：中控语音报警音响，上位机显示“#x机组事故”，“事故低油压”，机组负荷甩至零，出口开关跳闸，机组事故停机。压油罐油压降至4.8MPa以下。处理：a） 监视机组停机刹车过程，自动动作不良时手动帮助；b） 检查是否调速器油箱油位过低所至，若是即通知维护加油处理；c） 若两台大油泵都在运行，应检查调速系统管路是否破裂跑油或压油系统大量串油；d） 若小油泵和两台大油泵均未启动，检查是否油泵电源消失、空开跳闸，应设法恢复油泵电源；e） 若压油罐压力正常，则应检查保护是否误动；f） 事故停机过程，应注意油压装置油面下降情况；g） 故障排除后，恢复压油装置正常运行，恢复机组运行。10.7机组过速事故现象：中控语音报警音响，上位机显示“#x机组事故”，“机组110%过速”，机组甩负荷事故停机，机组有高速旋转的异声。处理：a） 若保护已动作停机监视机组停机刹车过程，自动动作不良时手动帮助；b） 若过速保护未动作，应立即按下紧急停机按钮或重锤关机，并监视停机过程的动作情况。事故停机过程，应注意油压装置油压下降情况；c） 若调速器自动动作失灵，应手动操作关闭导叶；d） 应通知维护人员检查转速信号装置是否正常；e） 机组过速后应做好安全措施，对转动部分进行全面检查，检查无异常及调速器等均正常后，经公司生产领导同意可恢复机组运行。发电机运行规程1主题内容与适用范围1.1本规程规定了柳城水电站发电机的运行定额、操作维护及故障、事故处理。1.2本规程适用于柳城水电站运行人员和生产管理人员对发电机的运行管理，也可供发电机检修人员参考。1.3下列人员应通晓本规程1.3.1领导及技术人员：分管生产领导、站长、工程师、助理工程师、专职技术人员。1.3.2生产人员：管理员、值长、运行值班员、维护班人员。2引用标准本规程是根据机组制造厂家提供的技术资料、有关技术标准并结合本厂实际情况编写。引用标准有：DL/T715-2001 《水轮发电机运行规程》DL/T507-93 《水轮发电机组起动试验规程》

3发电机介绍电能是现代社会最主要的能源之一。发电机是将其他形式的能源转换成电能的机械设备，它由水轮机、汽轮机、柴油机或其他动力机械驱动，将水流，气流，燃料燃烧或原子核裂变产生的能量转化为机械能传给发电机，再由发电机转换为电能。发电机在工农业生产，国防，科技及日常生活中有广泛的用途。发电机的形式很多，但其工作原理都基于电磁感应定律和电磁力定律。因此，其构造的一般原则是：用适当的导磁和导电材料构成互相进行电磁感应的磁路和电路，以产生电磁功率，达到能量转换的目的。发电机的分类可归纳如下：发电机｛直流发电机、交流发电机［同步发电机、异步发电机（很少采用）］｝；交流发电机还可分为单相发电机与三相发电机。4工作原理发电机通常由定子、转子、端盖及轴承等部件构成；转子由转子铁芯（或磁极、磁扼）绕组、护环、中心环、滑环、风扇及转轴等部件组成；由轴承及端盖将发电机的定子，转子连接组装起来，使转子能在定子中旋转，做切割磁力线的运动，从而产生感应电势，通过接线端子引出，接在回路中，便产生了电流。5发电机概述5.1总体结构5.1.1本灯泡式发电机组是三相同步水轮发电机，卧式布置安装在水轮机的上游端，发电机和水轮机在结构上组成一个机组。有一根共用的主轴。组合同轴承布置于发电机的下端。发电机转子为悬臂。发电机主要构件安装在一个不漏水的机壳里，布置在流道河水中，流向水轮机的水就直接环绕该壳而过。该壳体形似灯泡故称为灯泡式机组。5.1.2该灯泡体的支撑方式，整个机组采用水机管形壳刚性支撑和灯泡头下部有两个钢柱支撑。5.1.3该发电机主要结构部件有：定子、转子、灯泡头、进入筒、流道盖板、通风冷却系统、组合轴承、油水气管路系统、及辅助接线系统等组成。5.1.4发电机主要包括定子、转子、泡头并与水轮机一起构成一个防水的整体。5.1.5发电机在水轮机的上游侧，泡头与定子相联，定子与水机座环相联，水机座环作为发电机定子及泡头的主要支撑。为增加机组刚度，防止振动，在泡头部分还设有互成80。的两个辅助支撑。5.1.6由于发电机工作在水下，因此设有止水密封结构（整个灯泡壳体的合个部件的连接部分均设有耐油橡胶条，并在两部件的结合面涂以7302液态密封胶。为了工作人员能够进入发电机舱对发电机进行检修维护，泡头上设有进入孔。进入孔及发电机舱内设有照明灯及应急灯。5.1.7发电机组合轴承主要承受发电机转子的径向载荷与水轮机的正反向推力。轴承所承受的力均通过轴承支架传递到座环上。

5.1.8在受油器进、排油管的联接处和受油器支架基础联接处均装设绝缘片，防止轴电流。轴电流报警器设在发电机泡头内。5.1.9发电机的通风冷却采用外加风机的轴向常压强迫风冷却方式。由于工作环境潮湿，设有必要的防凝露及排水措施，防凝露措施在泡头内部涂防凝露漆并在发电机内部设电加热器。5.1.10主引出线从水机进入孔引出，励磁引线从泡头进入孔引出。5.2定子5.2.1定子主要由机座、铁芯和绕组组成，其一端法兰与水轮机管形座通过80-M42螺栓把合固定。另一端法兰与泡头法兰通过80-M36螺栓把合固定。定子铁芯为贴壁结构以利定子部分损耗通过机座壁传导到流道河水中。外形尺寸为96400x2300毫米，重63.7吨。5.2.2机座为钢板卷焊结构，定子铁芯长630mm，外径中6220mm，内径中5790mm。共336槽。定子铁芯扇形片交错叠压并借助于56根定位筋与机座固定，全圆28拼，每拼12槽。定子铁芯两端有“U”形齿压条及齿压板压紧，为减小齿部弹开，铁芯两端50mm尺寸范围内冲片间隙用粘结剂粘结成整体，以加强端部的刚度。定子绕组为叠绕组，每极每相槽数为12/5,每线圈有4匝，由8根2.24x6.3/2.49x6.55DSBEB-25/155双玻璃丝包扁铜线绕制而成。主绝缘采用F级桐马粉云胃带，防晕层直线部分为低阻，端部为高阻半导体玻璃布带，主绝缘和防晕层一次热压固定成型。定子线圈嵌线时槽内衬以桐马低阻半导体玻璃布及采用涤沦毡适形垫条，以此保证线圈在嵌线入槽后的紧量。5.2.3主引线均由定子下游侧水机进入孔引出。主引线采用交联聚乙烯阻燃电力电缆，中性点电流互感器布置在定子机座下游侧，固定在水轮机座环上。5.3转子5.3.1转子主要由磁极、转子支架和转子引线等部件组成，夕卜形尺寸为①5776mmx883.5mm，重44.6t。5.3.2磁极包括磁极线圈、磁极铁芯和阻尼绕组，磁极铁芯由2mm钢板冲制而成的磁极冲片借助于磁极拉杆和磁极压板叠压而成。磁极线圈由17匝8x35五边形铜扁线绕制而成。线匝间、极身绝缘及上下绝缘托板热压成一体，以此提高了线圈的防潮和电气性能。5.3.3转子支架为单幅板结构。由磁轭圈、幅板、环板、筋板和中心环焊接而成，磁轭圈由钢板卷制焊接而成，中心环为锻钢件。5.3.4阻尼绕组由嵌在每个磁极铁芯极靴部位上的阻尼条和其两端连接的阻尼环构成。阻尼环极间连接采用连接片方式连接。5.4组合轴承组合轴承外形尺寸为①2940x1732mm，重量17.7t.组合轴承由支撑环，上油箱，油箱，镜板，正、反推力轴承和径向轴承等各部套构成。组合轴承承受着轴向水推力和径向载荷。组合轴承布置在发电机的下游侧，通过48个M42螺栓与水轮机管形座连接固定。

5.5供油、供水、供气管路系统5.5.1供油系统本机组的供油方式为重力油箱供油。重力油箱把冷却油供给组合轴承，组合轴承排出的热油回到高低压稀油站油箱，热润滑油经低压泵打入油冷却器冷却，冷却后的油重新打入重力油箱。径向静压轴承高压油供油系统由高低压稀油站的高压泵把油加压经节流阀，单向阀进入径向轴承。5.5.1.1组合轴承低压润滑油供油量及供油压力供油量供油压力正向推力：80L/min0.2MPa反向推力：80L/min0.2MPa径向轴承：51.6L/min0.2MPa5.5.1.2径向静压轴承供油量及供油压力供油量：9.6l/min供油压力：20MPa5.5.1.3重力油箱和高低压稀油站a、 重力油箱容积2000L；重力油箱的安装高程要保持在距机组轴线高程20m以上，以此高程保证重力油箱的油压。b、 高低压稀油站高低压稀油站由油箱、高压泵组系统和低压泵组系统、回油管路空气过滤器、水气滤网、电加热器、信号温度计、液位信号器等组成。低压供油部分油压0.6MPa，流量230l/min，油箱容积4m3。高低压稀油站一方面收集了机组轴承润滑系统中的回油，轴承密封盖处的泄漏油等，并把这些润滑油通过油泵加压，以此压力使油箱通过油冷却器及管路送至组合轴承。当油温低时，电加热器给油加温，以使润滑油保持在25C-35C之间。高压油泵为两套，低压泵为两套，以互为备用，确保机组润滑油的安全供给。5.5.2供排水系统5.5.2.1空气冷却器，油冷却器均由电站提供压力水源、水压、水量均应保证冷却器要求的数据。5.5.2.2排水系统灯泡头、定子的凝露水、油冷却器的排水由排水管排至集水井。空气冷却器的水排全电站下游侧。5.5.3供气系统

制动用压缩空气的气源由电站提供。正常制动气压为0.7MPa.5.6通风冷却系统5.6.1本机组采用强迫冷却通风方式辅以定子铁芯贴壁结构，轴向循环通风。风路冷却系统包括：风机、空气冷却器、前挡风板、后挡风板、定子、转子等共同组成。冷风经风机分三路：分别为磁极间、定转子气隙、定子铁芯冲片齿部的轴向通风孔。热风汇集在定子下游端部，经过空气冷却器冷却，冷却后由风机送入定子，形成循环。5.6.2空气冷却器（由四个空气冷却器并联组成）空气冷却器冷却水的消耗量80m3/h，冷却水压降约0.025MPa,冷却器的工作水压0.2MPa，单个空气冷却器的最大热容量60KW。冷却器最高进水温度28.5°C。5.6.3风机本机采用四台混流风机，具体性能如下：风机电机型号 Y132S2-2转速 2900r/min所需风量 3.4m3/s电动机功率 7.5KW电压 380V5.7灯泡头5.7.1外形尺寸为s6380毫米X3873毫米，重21.5t。泡头为钢板焊接而成，为了减小水力损失，灯泡头外形制成流线形，其上方设有椭圆形进入孔，通过扶梯可进入泡头内部，即发电机舱，灯泡头的进入孔也做为油水气管路、励磁引线及一些电气线引出的通道。5.7.2它承受轴向水推力及水压力和水浮力。5.8进入筒进入筒外形为椭圆形，尺寸：中1800X①1260X3599mm，重量3.5t。进入筒是钢板焊接结构，是监测元件引出线及油水、制动管路的引出通道也是监护运行人员检修吊物的通道。5.9测温装置5.9.1为测量发电机定子线圈和铁芯温度，在定子铁芯槽中共埋置18个Pt100Q铂热电阻测温线圈，埋置的槽号和位置详见定子测温装置图。5.9.2为了监视机组的安全运行，在发电机下列部位还设有测温元件。在空气冷却器中安装冷风4个，热风4个，WZP-269铂热电阻。在正推力瓦中安装4个，在反推力瓦中安装4个，在径向轴瓦中安装2个，在油箱中安装2个，均为WZP-200铂热电阻，埋设的详细位置见组合轴承图。5.10制动管路

本机组设有机械制动装置，当转速下降到额定转速的20%时投入机械制动，制动气压为0.7MPa。制动管路由中125制动器、空气过滤器、电磁空气阀、压力表、限位开关、阀门等组成。制动器共四个，装在发电机定子上游前机架上，制动气压释放后能气动复位。制动器上装有限位开关和辅助接点，以便监视制动闸板位置发送复位信号。为了润滑制动器，在制动管路中设有油雾器以润滑制动器活塞和气缸。5.11防潮装置在发电机定子上游侧空间里装有容量2KW，电压220V的电加热器4个，分别固定在前机架下游端面上。发电机在长期停机时加热器投入运行。5.12排凝露措施在发电机底部设有收集凝露水的水管5.13流道盖板及基础流道盖板外形尺寸7150x4750x800mm，重量16t.流道盖板、基础及支墩、灯泡体形成发电机的部分流道，基础承受着发电机各种力矩的作用。6发电机运行规定6.1基本规定6.1.1#1、#2、#3机组均由地调管辖，凡机组的状态改变、正常启停和负荷改变等操作均应得到调度员的许可。6.1.2机组受冲击或系统发生振荡后，应检查机组振动、摆度、声音是否异常。6.1.3发电机及水轮机的轴承高压油顶起装置在机组启动至并网前，及机组停机过程中投入，以保证机组在低转速下轴承的润滑。6.1.4发电机在事故停机时允许无高压油顶起。6.1.5发电机在空气冷却器进水温度为28V时，应能输出额定功率。6.1.6发电机不作调相运行。6.1.7机组无功出力应根据地调下达电压曲线设置，但应满足机端电压和发电机稳定要求。在下列条件下经调整无效，应汇报地调调整系统电压。a） 正常时机端电压允许变动范围在额定电压±5%以内，即5.985kv—6.615kV，且机组额定容量保持不变；b） 系统事故时机端电压不得超过额定电压的土10%，即5.67kv—6.93kV。6.1.8发电机在正常运行时，静子三相电流之差一般应小于额定电流的5%，,最大不得超过额定电流的20%,此时任何一相电流不得超过额定值，并且转子振动发热情况正常，否则应减少负荷电流。6.1.9发电机不得在无主保护下运行，正常运行方式下发电机所有保护装置均应投入。6.1.10发电机火火用的消防水源不得中断，运行中的发电机如需停用消防水源必须经生产领导（站长）同意。6.1.11冷却系统个别风机或空气冷却器短时故障退出运行时，应适当降低发电机的功率，并加强监视定子线圈冷、热风温度，使其不超过规定值。6.2机组运行参数规定6.2.1在额定电压、额定频率、额定温升、额定功率因素时，保证发电机能够输出额定容量8166.67kVA并连续长期安全运行。在额定转速、额定电压、功率因素为0.9时，发电机持续出力不小于7350kW。6.2.2运行和备用中的发电机其励磁调节器正常必须处于自动位置，强励必须投入。6.2.3在满足电网要求下，水轮机按效率试验确定的运转特性曲线要求，尽量运行在最优效率区。6.2.4在下列情况下发电机输出额定功率a） 在额定转速、功率时，发电机电压与额定值不超过±5%，即5.985kv—6.615kV;b） 在额定电压下，频率与额定值偏差不土1%，即49.5—50.5Hz;c） 若电压和频率偏差超过上述规定值时应连续运行，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105%为限。6.2.5过载能力a） 发电机在额定温升下，能够承受150%额定电流、历时2min不发生有害变形及接头开焊等情况；b） 转子绕组能承受2倍额定励磁电流的持续时间不小于50s;c） 承受不平衡电流能力：发电机在不对称的系统中运行时，若任何一相电流均不超过额定值，且负序电流分量与额定电流之比不超过12%，应能长期安全运行。6.2.7发电机绝缘等级及各部允许最高运行温度a） 发电机定子绕组、定子铁芯及转子绝缘等级为F;b） 发电机冷风温度不得超过35°C，不低于5°C，空冷进水温度不得超过30C。但冷风温度也不能太低，尽量使冷却器不凝结水珠为宜。热风温度不予规定（不超过75C），但应监视进出风温差，若温差显著增大，必须查明原因，并设法消除；c） 发电机进风温度超过35C或定子绕组温度达到120C时，应汇报地调，降低机组出力，直至恢复正常允许值。d） 发电机在规定的使用条件及额定负载下各部分温度允许值如下表：部位测量方法允许温升（°K）允许最高温度（C）定子绕组埋置检温计法80120定子铁芯埋置检温计法80120转子绕组电阻法90130集电环温度计法80120正向推力轴承检温计法70径向轴承检温计法706.3发电机的启动、并列、加负荷和停机规定6.3.1备用机组应进行必要的监视和维护，使其经常处于完好状态，随时能立即启动。如需处理缺陷，影响机组启动，应取得地调的同意。

当发电机停机时间超过一个星期，则应投入加热器以防止绕组受潮，并保持绕组温度在5°C以上。6.3.2机组应轮换运行，防止某一台机组长时间停机引起绝缘受潮或自动控制部份异常。同时也防止某一机组提前老化。6.3.3发电机检修后，在启动前应将检修工作票全部收回，并详细检查发电机各部分及其周围的清洁情况，各有关设备必须恢复、完整好用，短路线和接地线必须撤除，启动前的各种试验合格。具备起动条件后，由现场总指挥（总工程师或站长）下令，方可进行开机。6.3.4机组开停机、尾水闸门起落操作必须经当值值长许可后方可进行。进水口检修门起落前应请示公司生产部领导，经值长许可后由维护人员进行操作。6.3.5全部有关电气设备检查完毕后，在发电机启动前应测量发电机定子及励磁同路的绝缘电阻，并做好记录。测量发电机定子回路的绝缘电阻，可以包括连接在该发电机定子回路上不能用隔离开关断开的各种电气设备，并采用2500V兆欧表测量，期绝缘电阻值不作规定。若测量的结果较历年正常值有显著的降低（考虑温度和空气湿度的变化，如降低到历年正常值的1/3）或沥清浸胶及烘卷云胃绝缘吸收比小于1.3,环氧粉云胃绝缘吸收比小于1.6,应查明原因并将其消除。测量发电机励磁回路绝缘电阻，应包括发电机转子、主（副励磁机）。对各种整流型励磁装置是否测量绝缘电阻，应按有关规定的要求进行。测量应采用500V-1000V兆欧表，其励磁同路全部绝缘电阻值不应小于0.5MQ。若低于以上数值，应采取措施加以恢复。如一时不能恢复，则是否允许运行应由电站总工程师决定。6.3.6发电机大小修和机组长期停运后，在重新启动前，应进行发电机断路器及自动火磁开关的分、合闸试验（包括两者间的联锁）和电气及水轮机保护联动发电机断路器的动作试验。6.3.7发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。大修后做第一次启动试验的机组，采用手动开机方式，缓慢升速并监听发电机各部的声音，检查轴承润滑、冷却系统工作情况及机组各部振动情况。当发电机转速达到额定转速的一半左右时，应检查整流子和滑环上的电刷是否有跳动、卡涩或接触不良的现象，如有上述现象，应设法消除。在转速达到额定值时，应检查轴承油压、油流、油温和瓦温及冷却系统漏风情况，测试各轴承摆度，监视摆度是否超过规定。6.3.8发电机正常启动前，不论采用何种同步并列方式，其励磁调整装置均应放在空载额定电压位置。6.3.9发电机并列应以自动准同步并列方式为基本操作方式，如自动准同步并列方式不良应改为手动准同步并列方式。6.3.10提升发电机的电压时，应注意三相定子电流均等于或接近于零。当发电机的转速已达额定值、励磁调整装置的位置已在相当于空载额定电压的位置上时，应注意发电机定子电压是否已达额定值，同时根据转子电流表核对转子电流是否与正常空载额定电压时的励磁电流相符。6.3.11发电机并入电网以后，加负荷时，必须注意监视发电机冷却介质温升、铁芯温度、绕组温度以及电刷、励磁装置工作情况等。6.3.12在正常情况下，发电机解列前必须将有功功率和无功功率降至空载，然后再断开发电机的断路器。完成以上步骤时，方可进行停机操作。

6.3.13发电机每次停机后，应检查绕组、轴承冷却供水是否已停止，润滑油循环是否已停止，为下次开机做好准备。6.3.14发电机停机时，无论采取何种掣动方式应能连续掣动，直到停止转动为止。若气制动因故不能投入时，应将机组重新开到空载。6.4发电机绝缘电阻值及测量规定6.4.1定子回路绝缘电阻a） 用兆欧表2500V档测量定子线圈绝缘电阻值应不小于10MQ。相同定子线圈温度、空气湿度条件下，将一分钟电阻值与原测量结果相比较，若降低到前一次的1/3时，应进行通风、加热干燥，如仍不合格，应核实后汇报领导，通知维护人员处理；b） 当吸收比和绝缘电阻低于规定值时，必须经公司分管生产领导同意方可投入运行。c） 定子线圈吸收比规定：定子线圈温度与吸收比（R60/R15〉K）允许值对应表:定子线圈温度（°C）20304050607080吸收比K2.42.22.01.81.61.41.26.4.2转子回路绝缘电阻a） 用兆欧表500V档测量转子绝缘电阻值应不小于0.5MQ，否则在未查明原因前必须由公司分管生产领导决定是否投入运行；b） 由于转子工作环境差（离心力、高温、粉尘），容易引起绝缘降低，因此发电机运行中应监视转子绝缘情况。可用下列公式计算转子对地绝缘电阻值：，V ~ ―R=R( —-1)x10-6MQ其中:R一转子对地绝缘电阻Rv 电压表内阻V--转子正、负极间电压V+、V---转子正、负对地电压6.4.3发电机绝缘电阻测量的规定a） 长期连续运行机组，遇有停机机会即进行绝缘测量；b） 停机时间达7天必须进行绝缘测量工作；c） 发电机电气设备保护动作后应测绝缘；d） 在机组电气设备上工作后及大、小修前后，应测绝缘；e） 每次测量均应对绝缘电阻值、吸收比、定子线圈温度、空气温度、空气湿度等做好记录。7发电机运行操作7.1机组启动前应具备以下条件：a） 机组各油箱油位正常，冷却水供水正常；b） 机组无机、电事故；c） 机组出口断路器已分闸；d） 机组进尾水闸门已全开；e） 机组制动气压正常；f） 调速器工作正常，压油罐保持正常油位油压；g） 事故停机继电器K1未动作；

h） 紧急停机继电器K2未动作；i） 励磁装置无故障；j） 调节器无故障。7.2发电机转入检修之前，必须先将机组停转，并做好防止机组转动的机械安全措施，然后才能将发电机转入检修。7.3发电机检修工作结束，经主管生产部门做出准备启动决定后，当班值班员应完成如下工作：a） 收回所有工作票，检查工作人员全部撤离；查阅各工作负责人对大小修作业的详细交待；b） 详细检查发电机各部分及周围环境整齐清洁；c） 检查发电机出线及连接设备，保护、自动装置，控制设备等完整好用，测量辅助设备电动机绝缘合格；d） 检查转动部件和运行可能受力或引起振动的静部件，保证固定良好，防止运行中损坏脱落。发电机转子滑环，碳刷完整无破损，接触良好；e） 检查各空冷器进出水阀门确在全开位置，冷却系统其他阀门位置正确，风机、空冷泵试运行正常；f） 发电机出口开关，火磁开关跳合闸灵活可靠；g） 拆除检修用的所有安全措施，恢复常设遮栏和标示牌；h） 测量发电机定、转子绝缘合格，若停役时间较长，还应测励磁变绝缘合格；i） 机组恢复全冷备用状态。7.4机组零升压操作a） 机组检修后第一次加压一般应采用零起升压方式；b） 进入调节柜人机界面“起励操作”画面，选择“零起升压”功能投入。查人机界面的“画面选择/模拟量监测/A（B）套模拟量”画面下的“A（B）套Ugd”为10%；c） 机组转速达额定值后，给出开机令或投起励把手使机组起励；d） 利用增磁按钮，缓慢地使机组电压升到额定值；e） 升压过程中应密切监视起励接触器是否已断开、定子三相电流为零，机端三相电压平衡，如有异常应立即将电压降至零或手动停机逆变火磁，升压过程中应防止空载电压过高。7.5开、停机操作7.5.1发电机的开、停机方式有：微机自动方式（上位机与现地LCU）、手动方式。发电机的开停机方式应由当班值长根据设备具体情况决定，平常应以微机自动开机和微机自动停机。7.5.2在正常情况下，发电机解列前，必须先减去有功、无功负荷，在定子电流为零时方可给解列停机。7.6并列操作7.6.1发电机并列方式有：手动准同期和微机自动准同期两种方式。发电机并列应以自动准同步并列方式为基本并列方式，如自动准同步并列方式不良应改为手动准同步并列方式。无论采用何种同步并列方式。本电站发电机准同期装置设在机组LCU屏柜上。7.6.2在系统事故情况下，为了加速并列过程，允许发电机与系统电压相差20%，频率相差土0.5Hz进行同期并列，必要时可解除同期闭锁；机组并入系统带上负荷后，应进行一次机电设备的全面检查。7.6.3同步装置不允许长时间带电。

7.6.4手准并列，合闸按钮开启时要有足够时间，若遇开关合不上，应查明原因，不得盲目操作。7.6.5发电机同期并列中，若出现开关冲击较大，并列后应检查开关及操作机构情况。7.6.6发电机并网后，应检查机组出口开关的合闸是否正常。发电机并入电网后，有功负荷增加的速度不受限制，但根据我电站调速器系统的实际情况为避免压油装置油量消耗过快，油泵补油跟不上需要而导致油压异常降低，故增、减有功负荷不宜过快。加负荷时，必须注意监视发电机冷却介质温升、铁芯温度、绕组温度以及电刷、励磁装置工作情况等。7.7发电机正常停机过程中应注意：当转速降至额定转速的20%时制动器投入。停机以后才能关闭风机。制动器在停机后仍处于制动状态，待再次开机前，才处于复位状态。7.8发电机如处于长期停机状态，应将发电机内部电加热器投入，使机内温度高于环境温度5°C以上,以防电气部件受潮。7.9为使发电机长期停机时内部温度相对均衡，宜定期启动风机。8发电机运行监视检查和维护8.1基本要求8.1.1巡视应做到既全面又有重点，特别应注意操作过后设备状态、控制方式是否正确，检修过的设备运行情况、原有缺陷有无扩大，机组受冲击后，还要注意巡视经常转动部份和其它薄弱环节。8.1.2下列情况需要加强机动性检查:a） 机组检修后第一次投入运行；b） 机组遇事故后投入运行；c） 机组有严重设备缺陷尚未消除；d） 机组超有功和无功功率运行；e） 洪水期或下游水位高时；f） 在振动区运行时；g） 试验工作结束后。8.2发电机泡头检查项目a） 机组运行声音、冷却器风机声音正常，无异常声响，无异味；b） 泡头内通风、照明良好，温度适中，平台下部无积结露水和积油；c） 励磁电缆连接头接触良好，无过热现象。各动力电源电缆、二次电缆完好，接线可靠；d） 滑环转动平稳，碳刷与滑环接触良好，无电火花；刷架及滑环支持瓷瓶清洁无积垢；e） 碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常，无卡涩、弹簧脱落和碳刷磨得过短现象;f） 轴电流互感器安装牢固，接线良好；g） 各油、水、气管路阀门位置正确，空冷阀门开度合适，各接头、法兰无渗漏；h） 受油器摆度正常，受油器及各连接管路无漏油；i） 桨叶反馈装置完好，钢丝绳无脱轨现象；j） 吸尘器、除湿机能正常工作，手动试启动运行正常。8.3机组动力柜检查项目

a） 查冷却系统各轴流风机与机组状态相对应，各状态灯指示正确，控制把手在自动位置，无故障信号，风机、加热器、除湿机能根据发电机工作状态和环境自动投退。b） 查柜内各电源开关投入正常，电源接线良好，无过热现象。c） 查各热继电器无动作指示，接触器工作正常，无继电器、接触器跳动打为现象。d） 查风机控制PLC工作正常，各测点动作指示正确。8.4查励磁系统工作正常，具体见《励磁系统运行规程》。8.5查发电机保护工作正常，具体见《继电保护运行规程》。8.6查机组LCU装置工作正常，具体见《监控系统运行规程》。9发电机故障及事故处理9.1发电机如出现下列情况之一者应立即停机并迅速检查修复a） 各种电气故障；b） 发电机内部着火；c） 定子线圈和风温局部过热或温度突然升高；d） 机组漏水；e） 机组振动过大；f） 当一台风机或空气冷却器故障时。9.2定子三相电流不平衡9.2.1现象：LCD显示器模拟量表中发现定子三相电流不平衡，且某相电流可能超过额定值。机组振动、定子温度、各轴承温度可能异常增大，发电机负序过负荷或对称过负荷保护可能动作。9.2.2处理：a） 密切监视定子三相电流、机组振动及各部温度变化情况；b） 降低机组出力，从而降低不平衡电流；c） 当不平衡电流是由系统引起，如断路器缺相、系统短路故障等，应按规定立即采取措施予以消除；d） 当不平衡电流是发电机本身引起，则应联系地调将机组解列停机处理；e） 停机后应做好安全措施，对机组进行全面检查，特别应检查发电机转子表面是否过热。9.3发电机的事故过负荷9.3.1过负荷现象：机组定子电流、有功、无功功率超过额定值，定子温度升高；发电机后备保护装置过负荷保护动作。9.3.2处理：a） 记录过负荷时的定子电流值及时间，并密切监视定子线圈冷热风及各轴承温度不得超过规定值。b） 当过负荷时间或定子线圈温度超过规定值时，首先应减少励磁电流（但机端电压不得过低），其次降低有功负荷，直至停止过负荷。在事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时内过负荷运行，同时，也允许转子线圈有相应的过负荷，其过负荷限值不超过下表规定。（短时间过负荷的定子电流允许值规定）定子绕组短时间过负荷电流/额定电流1.101.151.201.251.301.401.50持续时间（min）601565432

对运行年以的发电机或定子绕组、转子绕组温度较高的发电机，应该适当限制短时间过负荷电流的倍数和时间。9.4发电机定子一点接地9.4.1现象：a） 中控语音报警，上位机显示“#x发电机定子一点接地”信号；b） 发电机保护屏有“定子一点接地”信号；c） 发电机和6.3kV胃线故障相对地电压降低或为零，非故障相对地电压升高。9.4.2处理a） 从发电机保护和胃线接地保护液晶屏检查胃线对地电压和零序电压，判明接地相和接地性质；b） 由两人穿绝缘靴和带绝缘手套对一次部分进行检查，并应避免碰触到接地系统所连接的设备外壳金属部分，同时立即停止有关接地系统中设备外壳上工作人员的工作；c） 检查泡头、内筒体是否有冒烟和焦味，定子引出电缆有否破损和火花闪络等现象，若查明接地点在发电机内部，应立即关系地