某电站水轮发电机组运行规程

本规程规定了XX电站水轮发电机组的设备技术参数、运行条件、运行方式、操作维护、本规程适用于XX电站水轮发电机组的运行管理。《水轮发电机组起动试验规程》项扫参数单位备注型号颤定功率最大功率最大水头加权平均水头额定水头最小水头设计流型飞逸转速旋转方向吸出高程最优保证效率活动导叶转轮直径导叶接力器型式导叶接力器最大行程导叶接力器活塞直径导叶接力器操作油压最大转速上升率最大蜗壳水压上升率名称参数单位备注型号额定出力额定电压飞逸转速额定频率直轴同步电抗交轴同步电抗垣路比旋转方向定子绕组接法效率定子每相电Ⅲ(75℃)转子电阻(75℃)颐定励磁电流空载励鳅电压空载励磁电液绝缘等级3.3调速器技术规范：名称参数单位备注型号电柜工作电源V交、直流双重供电发电机频率测量范围10～90(残压)5～90(齿盘)发电机1YH测频测频分辨率系统频率测量范围10KV1,Ⅱ段母线2YH测频发电机测频方式频率给定频率信号源齿盘测频调速器转速死区%机组频率摆动%频率(转速)失灵区0~±0.3可调功率，开度失灵区(0~±5)%可调运行水头范围出电液转换器型号伺服电机直线颏定油压4主配压阀直径mm电磁阀工作电压V直流3.4调速器压油装置技术规范：(球阀压油装置技术规范相同)单位备注压油神型号额定压力4压油槽容积油泵电动机型号功率电流A△绝缘等级B自控定值自动启动M备用启动告警日动停止关球阀油压过高告警油压过高安全阀动作告警滤油器前后压差3.4调速器漏油泵技术规范单位备注油泵型号排出压力吸入真空高度型号--电动机功率转速电流AY电压V4.1水轮发电机组进行特殊试验，对设备结构更改或继电保护自动装置原理接线更改，均4.2继电保护、自动装置及仪表整定值，任何人不得随意更改，若定值须修改必须有省调度局或公司生技部下发的定值修改通知书，并由专业人员完成。4.3任何新设备在投入运行前必须具备下列条件：4.3.1应做试运行，期限由总工程师决定，试运行前运行人员应熟悉有关要求、注意事项、操作规定。4.3.2现场设备标志齐全，介质流向清楚。4.3.3有关单位应向运行人员作技术性讲解。4.3.4具有正确、完整的控制原理图以及设备的使用说明书。4.3.5具备新设备运行规程.4.4设备经过检修后，检修人员应将检修情况及各种试验记录填写在检修作业交待本内并向运行人员交待清楚，运行人员在认真阅读检修交待记录后对检修设备进行全面检查，并会4.5水轮发电机组运行必须有完备的保护，4.6.1新机组停运超过7天。4.6.2机组停运超过20天。4.7发电机组正常运行时，机组所带负荷应躲过振动区域运行(有功12～15MW),并做到经济合理的分配负荷，机组所带负荷不得超过当时水头所对应的水轮机综合运转特性曲线上的水轮机出力限制线，且导叶开度不大于85%。4.8运行中机组连续发生强烈振动，应及时调整运行参数脱离振动区，在机组发生冲击时，应及时监视发电机运行参数的变化，并检查机组各部有无异4.9当水头小于406.29米或大于435.36米时，应停止运行，否则需经生产技术部经理或总工程师批准后方可运行，但必须对机组加强监视，若遇异常立即进行处理或停机。4.10发电机运行中，功率因数变动时，应使其定子或转子电流不超过在当时进风温度下所允许的数据。发电机一般滞相运行，当励磁调节器在“电压”闭环控制方式下允许发电机进相运行，但必须严格控制在低励限制报警范围内，且定、转子电流、温升均应在本规程规定4.11机组运行时各部水压必须符合下列规定：4.11.1机组冷却总水压不低于0.25～0.35MPa。4.12机组运行中，冷却水系统和密封的备用水源不得随意停用。4.13机组正常运行中，不能将相邻两个空气冷却器同时停水。4.14水轮发电机组各冷却器水压，应根据水温、负荷变化，及时调整，保持其温度均匀。4.15机组运行中各轴承温度，各部振动、摆动及各轴承油槽油位必须符合下列规定：4.15.1上导油槽运行油位在标定的中线和上线之间，停止油面不得低于标定的下线；上导轴承报警温度为70℃,停机温度为75℃;推力轴承报警温度为55℃,停机温度为58℃。4.15.3下导油槽运行油位在标定的中线和上线之间，停止油面不得低于标定的下线；下导轴瓦报警温度为70℃,停机温度为75℃,下导轴承最大允许摆度不得大于轴与瓦双边间隙4.15.4水导油槽运行油位在标定的中线和上线之间，停止油面不得低于抗重螺丝中心线：水导轴承报警温度为60℃,停机温度为65℃;水导轴承摆度不得大于0.6mm。4.15.5下机架允许最大垂直振动为0.07mm,水平振动为0.07mm。4.16运行中发电机各部温度不应超过下列规定：4.16.1发电机定子线圈为F级绝缘，温度不得超过120℃,温升不得超过75℃,定子铁心温升不得超过75℃,发电机绝缘应在较好的条件下工作，最好保持线圈温度在60℃至80℃4.16.2发电机转子线圈为F级绝缘，温度不得超过130℃,温升不得超过80℃,集电环温升不得超过80℃。热风温度一般低于70℃。若冷热风温差显著增大，说明发电机冷却系统或发电机内部已不正常，此时应立即检查处理。冷风报警温度45℃,温度过高报警50℃。4.17发电机运行中电压变动范围在额定电压的±5%以内，而功率因数为额定值时，其额定容量不变.各电压下的粗应电流值电压变动百分值U电压(V)电流(A)发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂家的规定，但最高不得大于额定值的110%;发电机的最低运行电压，般不低于额定值的90%,若发电机的电压下降到额定值的95%时，定子电流长期允许的数值仍不得超过额定值的105%;频率应经常维持在50Hz运行，其变动4.18机组正常运行中轴承瓦温或定子线圈温升超过允许值报警，应检查各部冷却水是否正4.19机组正常运行中，调速器应在“自动”控制运行，导叶机械开限应放100%的位置。4.20.2电液转换器不能正常工作。4.20.3机组并列运行中，自动控制回路故障时。4.20.6机组运行中，检修人员需短时进入水轮机顶盖部位工作时。4.20.7压油装置油泵电源全部中断，且较长时间不能恢复(在允许油位下可补气维持油压)。--4.20.9水导取油化验等其它工作需要或其它故障需要处理4.21在下列情况下，禁止将调速器切手动运行：4.22在下列情况下，机组球阀应关闭；若球阀未关，应手动帮助关闭：4.22.1机组150%nr机械过速、140%nr电气过速。4.22.2机组事故停机时，遇导叶摩擦装置动作。4.22.3机组115%nr电气过速时，遇调速器主配压阀拒动。4.23机组在启动、停机过程中，不允许在低转速下长期运行。4.24调速器控制方式在手动时，禁止自动开机。4.25机组的开机、停机、尾水门和进水球阀、泄洪闸门的规范操作，必须经当值调度员允许。4.26操作、巡回检查、检修交待、定期工作、事故处理等完成后，必须向发令人(或负责4.27提起尾水门和开启进水球阀门之前应保证该机组蜗壳及尾水进入孔确已封闭，工作人4.28闸门的操作顺序为：先开尾水闸门，后开进水球阀：先关进水球阀，后关尾水闸门。4.29备用机组应进行正常巡回检查，运行或备用中的定期工作，应按“定期工作制度”按4.30未经当值调度员同意，不得在备用机组上进行影响机组备用的工作，备用机组应处于4.31各机组应相互轮换备用，备用时间注意不要超过7天，当备用机组停运时间超过7天时，应进行一次绝缘电阻测定，备用时间超过20天，还要顶转子一次。4.32若发电机长期停运时，应采取适当的措施防止线圈受潮，井维持发电机内部温度在+5℃以上.5.1.1.1机组所带负荷应躲过振动区域运行，并做到经济5.1.1.2值班人员应经常监视发电机各表计指示以及微机监控控系统各画面数据显示，使之不得超过规定值，同时应监视微机监控系统画面上各设备显示状态与实际相符。5.1.1.3对运行中的机组全面检查，每两小时一次；此外，还应根据机组运行的实际情况(如有缺陷、超额运行、受气候变化影响等)适当增加机动巡回次5.1.1.4.1调速器机柜检查a运行中调节稳定，无异常摆动，抽动及渗油现象。b各传动杠杆位置正确，销子无松动脱落现象，反馈钢丝绳完好。c各电磁阀完好，接线正确，手、自动切换按钮完好无变形，事故电磁阀未动作。e导叶开度限制在100%开度位置。f导叶实际开度在与发电机组所带负荷相适应位置。g导叶在自动控制. i机柜上各表计及LCD上指示或显示正确。5.1.1.4.2调速器电柜电柜交、直流电源投入正常，调速器运行时无任何故障报警。状态灯应与当时机组状态一致。运行水头和实际水头一致：导叶主接力器开度指示和实际开度相对应，数显示数值和机组当前运行工况相符，各参数设定正确。若面板上有故障报警，则通知值班5.1.1.4.3发电机层监视屏上显示各实时数据与机组实际工况相符b机组保护投入正常，装置无报警信号，各继电器无抖动等异常现象。c制动压力表指示为0.6～0.7MPa之间，各阀门位置正确，制动方式在“自动加闸”d各励磁功率柜输出平衡，风机运转正常，调节器输出稳定；装置无限制和报警信号。e调速器压油装置及球阀压油装置工作正常，其控制屏面板上无任何故障报警，油罐f压油装置油位、油色、油压正常，回油箱油位正常。压油装置各阀门位置正确，无B油泵、电动机运行声音正常，无剧烈振动、串动。无绝缘焦臭味，轴承温度正常。h各压力传感器、压力开关完好。i拦污栅前、后压差无报警；否则，通知大坝值班人员对拦污栅前进行清渣工作。5.1.1.4.4IOKV开关及厂用变压器室a机组中性点、机组出口母线及其连接处无放电，过热等异常现象。b机组出口开关柜及各YH柜内触头温度正常，运行无异常，熔断器完好，控制把手在cICB高压侧开关柜DL901工作正常，厂变三相温度正常，无异音.d2CB高压侧开关柜DL902工作正常，厂变三相温度正常，无异音.RBZT装置及各1-4CY的跳合闸压板投入，各负荷开关投入正常，电压正常。e机组励磁变温度正常，无异音.过热等现象。a碳刷与滑环接触良好，软线接线完好，无火花，引线无发红现象，刷握弹力适当，c上导油槽油位、油色正常，无漏油、甩油现象，无异常响声，油位传感器工作正常。d风洞内无绝缘焦臭味和异常情况，清洁无杂物，各空气冷却器温度正常，无漏水，固定在空气冷却器上的测温器完好无松动、脱落现象。e下导轴承油槽油面、油色正常，内部无异音，各部无漏油、甩油现象。f风闸全部落下至最低位置、无跳动现象。g技术供水系统各电磁阀及手动阀位置正确，各部水压表指示正常、示流器指示正常，h各油、水、气系统管路及阀门无漏油、漏水、漏气现象。1发电机消防水阀门位置正确，管路及阀门无漏水。j大轴接地碳刷与大轴接触完好，无松动、脱落现象。 5.1.1.4.6水轮机层部分a水轮机运行无异常声音及不正常的摆度和振动。b齿盘测速及机械过速装置正常，接线完好，机械过速管路无漏油。c水轮机顶盖内无杂物及过多积水。d接力器无异常抽动，各管路接头、阀门无漏油现象，回复钢丝绳完好。e导叶摩擦装置及其信号器接线完好。f导水机构各部完好，转动灵活，无松动、脱落现象。g水导轴承油面、油色正常，冷却水流畅通，水压正常，管路无漏水。h检修围带各阀门位置正确，无漏气。i接力器锁锭位置正确，锁锭装置无漏油：控制环无抽动、跳动现象。k渗漏排水系统及检修排水系统各阀门位置正确，PLC控制装置工作正常，渗漏排水5.1.1.4.7球阀层部分a蜗壳、尾水管进人孔关闭严密，无漏水，尾水管内无异常振动声和水击及其它不正b蜗壳放水阀、尾水放水阀关闭严密，无漏水现象：球阀及通气阀无漏水。c球阀接力器和检修、工作离封位置正确，各油、水管路无涌油。d调速器及球阀漏油装置完好，工作正常，各阀门位置正确，漏油箱油位正常，阀门5.2.1备用中的机组，除应做到必要的维护和监视外，必须使其处于完好状态，保证随时能启动.5.2.2备用机组每班应进行一次全面检5.2.3备用机组停运时间尽可能不超过7天，当备用机组停运时间超过7天时，应进行绝缘5.2.4若发电机长期停运时，应采取适当的措施防止线圈受潮，并维持发电机内部温度在5℃以上.5.3.6机组保护装置工作正常，无异常信号：5.3.9打开发电机风洞进人盖板，检查有无绝缘焦臭味和异音：5.4.1油、水、气系统各阀门和自动装置处--5.4.5检查风洞内有无异味，制动闸全部落下，位置指示绿灯亮；5.5运行或备用机组的定期工作，应按定期工作制度执行。6.1.1收回全部有关工作票，将所有安全措施(接地线、短路线、标示牌、临时遮栏)全部撤6.1.2检修各班组对检修及调试情况已向运行进行了详细交代，并记录在相应检修作业交待6.1.3机组各部清扫完毕，发电机转子间隙已进行检查，各部卫生良好。6.1.5检查上导、下导、水导轴承油槽油位符合规定，油色正常。6.1.6压油装置充油完毕，恢复压油装置正常并对其进行自动补气试验。6.1.7检查尾水管、蜗壳等处进人孔门及工作孔洞全部封盖严密。6.1.8检查各放空阀确已关闭到位。6.1.9各部分动力电源，交直流电源及信号电源投入良好，电压正常。6.1.10在手动状态下对导时进行1～2次无水状态下的全行程操作试验：6.1.14配合检修，按试验方案，在无水状态下，对机组进行模拟自动开，停机试验，压油6.1.15按有关规定向尾水管充水，平压后提尾水闸门。6.1.16按有关规定向蜗壳充水，水压正常后开进口球阀。6.1.17按机组备用状态要求，进行全面检查，恢复“备用6.1.18机组检修后起动前，应在发电机出口隔离开关断开的情况下进行机组出口开关的远6.1.19检修后起动前，必须测量下列各项绝缘并将测量数据值，设备温度等记录在绝缘记6.1.19.1发电机定子绝缘：测量前，发电机出口隔离开关和断路器必须处于分间位置，机组处于停止状态，接力器锁锭投入，FMK分。使用2500V摇表测量，测得结果必须同时满足aR60”/R15"大于或等于1.6。b热态时应大于6.9MΩ如绝缘电阻达不到上述要求，则应对发电机进行加温干燥，达到要求后方能投运。6.1.19.2转子绝缘：转子回路的绝缘电阻用500V摇表测量，其值不得低于0.5MQ,测量6.1.19.3励磁回路的绝缘电阻用500V摇表测量，其值不得低于0.5MΩ。测量前应将FMK6.1.19.4测量励磁变绝缘：测量前，机组应处于停止状a断开发电机出口断路器，拉开发电机出口隔离刀闸。b拉开励磁变高压侧刀闸。c断开励磁1、2#功率柜的交流侧刀闸。地点设备操作及检查项目发电机一次设备、二次设备拆除所有安全措施、恢复常设遮栏，设备机组出口开关室及厂用电室高低压侧熔断器全投入，刀闸合上，控制发电机出口断路器出口刀闸推上，控制把手在“工作”位置10KV母线2YH高低压侧熔断器全投入，刀闸合上，控制机组保护完好，接点位置正确完整，无信号指示机组各保护及引出连片投入连片荷合当时运行状况地点设备操作及检查项日磁装置调节器柜幼磁操作、控制电源(~220V,—220V)调节器装置电源直流电源ZK×5投入问步电源交流QK×2投入完整，无异常信号调节模式自动调节器各调节模式给定参考伯功率拒可控硅及熔断器完好风机电源灭磁柜启励熔断器启励接触器在工作位置，分闸状态灭磁用非线性电阻完好完好调速器电柜柜内各电源开关投入正常投入正常投入正常风机电源开关投入、风机运行正常“手、自动”QK“远方/就地”QK切至“远方”交、直流电源指示正常顿锭投入指示灯投入黄灯亮、退出绿亮熄--柜面指向中心或有克服机柜零漂的电压操作面板上的“显示选择”指示灯在相应位置，数码管显示的数值及工况指示灯应相同，并与机组当前的运行工况相符无任何故障指示调速器机柜导叶机械开限导叶开度指示0频率表指示0柜内各电气接线良好各电磁阀及阀组、油管路无漏、渗油现象，清洁无杂物无整劲，脱落位移传感器电气反馈线无异常导叶滤油器无堵塞报警柜内各切换接点完好无变形屏交流～220V电源投入直流—220V电源投入风机电源投入且风机运行正常同期装置电源投入开工作正常正常压油装置(饥组及球阀投入投入动力电源ZK×2投入两台油泵放“白动”状态正常压油装置测控系统工作正常压油糖油压、油位合格，油色正常间油箱油位.油色正常油泵、电动机及阀组运行正常，无异常及剧然振动各管路和阀门用动力屏用各厂用抽展开关投入厂用BZT投入厂用运行方式符合当时运行情况地点设备操作及检查项目发电机部分空冷器各测温探头各部分结构完好，清沽无杂物、无松动、脱落等异常现象励磁引线连接牢固完好，各处清洁，弹簧压力适当各部分油槽油位、油色正常，密封良好风洞内无杂物，照明良好，风闸全部落下，各空风洞外示流器完好，接线正确牢固，阀门位置正确，压力表完好且指示正确制动表计指示正确，阀门位置正确，无漏气，接线正确水轮机层各部分清洁无杂物，压力表指示正常水导油槽油面合格、油色正常、无漏油现象导水机构拐臂、连杆，各连接销子、导叶套简完好，无松动、脱落、漏水现象发电机转子接地碳刷与大轴机械过速装置(机坑内)机组检修围带在手动排气状态水轮机层完好，位置正确投入漏油泵控制油泵“自动”。蜗壳层各部光好，无漏油现象，技术供水滤水器工作正常，水压正常关闭严密，各处无渗漏水蜗壳、尾水放空阀关闭严密各管路、阀门无漏油，漏气现象技术供水系统各阀门6.2机组的开、停机操作：6.2.1.2水轮机保护失灵：6.2.1.4各轴承、润滑油温度低于5℃,或高于35℃;6.2.1.5机组冷却水不能正常供水； 6.2.1.10事故停机后，未查明原因。6.2.2.2将机组LCU控制方式切“现地”,断路器控制方式切“现地”,球阀控制方式切“现6.2.2.3现地手动开启机组进水球阀正常。6.2.2.4将机组冷却水泵控制开关切至“手动”,手动开启冷却水进口蝶阀至“全开”,按“启动”按钮启动水泵。6.2.2.5各部分冷却水压正常，排水示流开关指示正常。6.2.2.6检查机组检修围带在手动排气状态。6.2.2.7手动拔出接力器锁锭，查调速器电柜上接力器锁锭拔出绿灯亮。6.2.2.9开启调速器机柜上的机械开限至100%。6.2.2.10在调速器控制柜里手动逆时针转动手动操作把手缓慢将导叶开至空载开度。6.2.2.11调整机组转速正常(100%),并稳定机组转速。6.2.2.12将调速器控制方式切“自动”控制。6.2.2.13合上机组火磁开关FMK,6.2.2.16将同期控制方式切至“自动”位置，同期选择开关切至“切6.2.2.17根据情况调整有、无功负荷。6.2.3.3将机组1CI控制方式切“现地”,断路器控制方式切“现地”,球阀控制方式切“现6.2.3.5手动分开发电机出口开关，查分闸绿灯亮。6.2.3.6手动逆变灭磁，分开FMK并确认机组无压。6.2.3.8在调速器电柜里手动顺时针转动手动操作把手缓慢将导叶关至全关。6.2.3.9关闭调速器机柜上的机械开限至0%。6.2.3.10待机组转速下降至15%ne时，手动投入制动闸将机组转速降为0。6.2.3.12手动投入接力器锁锭。6.2.3.13手动投入机组空气围带。6.2.3.14手动停止技术供水泵，全关机组冷却水电动蝶阀，查冷却水中断正常。6.2.4计算机开机、停机操作。6.2.4.1计算机开机至“空载”或“并网”: b检查机械开限在100%位置。c检查机组计算机开机条件满足。d计算机发“空载”令或“并网”令。e监视机组开机流程执行正常。6.2.4.2计算机停机：a检查机组控制方式均为“远方自动”控制。c计算机发“停机”令。d监视机组自动停机执行正常。6.3机组的控制操作方式：正常情况下以上位机控制(即“远方”)为主；当上位机系统或通讯设备出现故障和调试等，才能将控制方式切至“现地”,当监控系统不能正常监视机组运行状态时，应派专人严密监视机组运行工况，并加强设备的巡视力度。a相位必须小于20;h频率差小于0.3Hz;c电压差小于5V。a同期表转动一周以上，证明同期表无故障，方可进行并列。b同期表指针转动太快，有跳动现象或停在中间位置不动时，不能进行并列。c握住断路器操作把手KK后，不能再调整电压和频率，如需调整时，应松开操作把手d注意选择适当的提前角度。(提前时间应等于断路器合闸时间)6.3.2.4机组采用微机“自准”时，切同期控制方式在“自准”位置，切同期选择开关在“机组出口开关”位置，断路器控制方式在“远方”位置，调速器和励磁控制方式均在“远方自动".a当调速器电柜有严重故障时，机柜自动切至“机手动”状态运行。b逆时针旋动“手/自动切换开关，“自动”指示灯熄灭，调注：调速器工作在“自动”状态下时，严禁旋动机柜内手动操作把手，a检查调速器柜上无故障报警指示。b顺时针旋动“手/自动”切换开关，“自动”指示灯亮，调速器由“自动”状态。6.3.4.1机组在“远方”控制时，增、减有、无功的操作在中控上位机操作员站上设值进行。6.3.4.2机组在“就地”控制时，增、减有、无功的操作在机组LCU触摸屏上设值进行。6.3.4.3调速器在“自动”时，调整有功或转速可在电柜主机的增加、减小旋钮上进行。6.3.4.4调速器在“机手动”时，调整有功或转速在电柜内逆时针或顺时针旋动手动操作把6.4压油装置在运行中的手动补气操作：6.4.3将压油装置上补气方式开关切至“切除”位置。6.4.4将压油罐上手动补气阀打开进行补气。6.4.5开压油罐上排油阀缓慢排油，保证压力在3.7~4.0Mpa范围内，调整压油罐油位至正常为止。6.4.8将压油装置控制柜上补气方式开关切至“自动”位置。6.5技术供水滤水器手动排污操作：6.5.1查滤水器控制箱上电源指示正常。6.5.2查滤水器控制箱上减速机停止灯亮，排污阀全关灯亮。6.5.4查滤水器排污阀全开灯亮，减速6.5.5排污5分钟，按滤水器减速机停止按钮。6.5.6查滤水器排污阀全开灯灭，排污阀全关灯亮；减速机启动灯熄，减速机停6.6机组检修，关闭进水球阀和尾水闸门前注意事项：6.6.2E油装置工作正常.6.6.4按先关进水球阀，后关尾水闸门原则进行。6.6.5机组自动装置及调速系统不得进行检修、操作和联动试验。6.7.2不得许可机组调速系统的检修工作。6.7.4进入水轮机内部检修前检查，必须办理检修工作票，工作票安全措施必须完善。6.8进行下列工作，必须关闭机组进水球阀和尾水门，并开启放空阀将蜗壳、尾水管内积6.8.2蜗壳、尾水放空阀阀体检查。6.8.4水轮发电机组小修、大修。6.8.6水轮机真空破坏阀检修或更换。6.9开启机组进水球阀前应对下列设备进行仔细检查：6.9.1尾水进人门、蜗壳进人门关闭严密。 6.9.3尾水闸门、检修闸门已全开。6.9.4压油装置和调速系统已恢复正常工作。6.9.5机械开限全关，调速器处于“机手6.9.6接力器锁锭投入。6.9.7检修围带已给气。6.10调速系统排油检修后，投入运行前应在蜗壳无水压，各部无人作业的情况下作充油排6.10.1查接力器排油口阀门已全关，接力器锁锭控制油107阀全开。6.10.3检查漏油泵出口阀112阀全开。6.10.5检查压油装置工作正常，压油泵两台均放“自动”,查油泵控制油阀101、102全开。6.10.6检查事故配压阀紧急关闭供油阀105及其回油阀106阀全开。6.10.7检查调速器回油箱注油113阀，排油114阀全关。6.10.8检查调速器压油罐排油阀104全关。6.10.9检查调速器交、直流电源投入正常。6.10.12开调速器主供油103阀(先开少许，待油压正常后全开)。6.10.17在调速器机柜内操作手动操作把手，将导叶全行程(0～50%～100%)缓慢开关1~2次，操作过程中注意监视调速系统各部有无异常情况。6.10.18将导叶全关，机械开限调整至100%开度位置；在水车室内手动投入接力器锁锭，6.11.I检查技术供水控制柜220V交、直流电源及直流24V电源正常。6.11.2将冷却水系统总进水电动蝶阀208全关，排水阀全开，风洞内空冷、下导各冷却器进、排水阀全开.6.11.3全开技术供水外来水源主用水203阀，全开滤水器进水阀门204阀，全开滤水器出水207阀。6.11.6全开电动蝶阀208阀。6.11.7开各冷却系统总进水阀至适当位置，调整各部水压在规定范围内，并记录各部水压。6.11.8检查各轴承油色、油位正常，空气冷却器应无6.11.9检查各电磁阀、电动阀动作灵活，无6.11.10全关电动蝶阀208阀。6.12风闸系统检修后，投入运行前必须进行手动、自动加闸试验。恢复加闸系统至正常运6.12.1.1全关自动加闸回路进气总阀和排气总阀。6.12.1.2全开手动加闸进气314阀和手动落闸排气319阀加闸，检查风压指示在 6.12.1.4全关手动加闸进气314阀和手动落闸排气319阀。6.12.1.5全开手动落闸进气318阀和手动加闸排气315阀落闸。6.12.1.6检查闸块全部在落下位置。6.12.1.7全关手动落闸进气318阀和手动加闸排气315阀。6.12.1.8全开手动落闸排气319阀排出制动闸上腔余气。6.12.1.9全关319阀6.12.1.10全开自动加闸回路进气总阀和排气总阀，恢复加闸系统至自动方式。自动加闸回路转速继电器的整定值、自动加闸电磁阀动作情况分别在手、自动停机试6.13机组检修后，在提尾水闸门前必须打开检修尾水排水阀向尾水管充水，待闸门两侧水压平衡后，方可用尾水葫芦提起尾水闸门，并锁锭在门槽口上6.13.1检查蜗壳进入孔、尾水进入孔关闭严密。6.13.2检查蜗壳放水阀、尾水放水阀全关。6.13.4检查压油装置和调速系统工作正常，压油泵两台泵均放“自动”;漏油泵工作正常。6.13.6检查机械开限关至0%。6.13.8将导叶开5%排气。6.13.9提起检修尾水排水阀0231、0232向尾水管充水。6.13.11检查导水机构，蜗壳进入孔、尾水进入孔的漏水情况(应无漏水),6.13.13通知检修人员提起尾水闸门.6.14.2全开顶转子闸块进油332阀。6.14.3全开制动手动加闸排气阀315和制动手动落闸排气阀319.6.14.5转子顶起高度为8～10mm并保持1min后，排油落下转子。6.14.7全关332阀，恢复加闸系统至正常状态。6.14.8在顶转子过程中，必须派专人监视顶盖水位上升情况，若水位急剧上升且有淹没水导油槽之可能时，应立即停止顶转子操作。同时检修围带给气，待水位下降后，围带排气后6.14.9在顶转子过程中，应注意监视风闸管路系统有无漏6.14.10操作完毕后空气围带投入。6.15机组检修安全措施：6.15.1.1机组直流220V电源、交流220V电源、直流24V电源全部切除；6.15.1.3关闭机组的油源、水源、气源主阀。其余阀门可根据具体情况决定是否关闭；6.15.1.4机组进及尾水闸门全关，蜗壳排压； 6.15.1.5蜗壳及尾水放水阀全开，排除蜗壳及尾水管内积水；6.15.1.6监视渗漏集水井水位。6.15.1.7滤水器退出运行，滤水器前、6.15.1.8拉开发电机出口隔离开关，发电机出口1YH隔离开关：6.15.1.11发电机保护退出运行，并将控制电源、保护电源及保护连片切除。6.15.1.12合上发电机出口接地刀闸、发电机出口1YH接地刀6.15.1.14机组大修或小修要求检查水轮机内部时，均需在蜗壳无水压时的情况下将导叶全开。6.15.1.15机组检修，当检修人员已将接力器内的油全部排至漏油箱，并用漏油泵将油全部打至回油箱后，检修负责人应通知运行值班人员将漏油泵的操作、动力电源切除；6.15.1.16压油罐排压之前，维护人员应通知运行人员将两台油泵的操作、动力电源切除，6.15.1.17在所有切除的电源开关上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。6.15.1.18在压油泵不能自动启动，而压油罐未释压时，要特别注意防止压油罐的油倒回回6.15.2.2机组技术供水系统需要检修时，在做(1)～(3)项的基础上，机组进水球阀及尾水6.15.2.3机组制动系统需要检修时，在做好(1)～(3)项的基础上关闭机组进水球阀，做好防误开机组进水球阀的措施(投入机械锁锭，投入检修密封)。6.15.2.4水轮机内部需要作业时，在做好(1)～(3)项的基础上，应关闭进水球阀、民水闸门、排除蜗壳、尾水管内的积水，并保持检修集水井无水，做好防误开机组进水球阀的措施(投入机械锁锭，投入检修密封);导叶全开，全关调速器主供油103阀。6.15.2.5发电机转子需要作业时，在做好(1)~(3)项的基础上，关闭机组进水球阀，做好防误开机组进水球阀的措施(投入机械锁锭，投入检修密封),手动操作制动闸投入，灭磁6.15.2.6发电机定子及发电机母线上需检修作业时，在做好(1)～(3)项的基础上，关闭机组进水球阀，调速器切手动并投入锁锭，做好防误开机组进水球阀的措施(投入机械锁锭，投入检修密封),灭磁开关FMK断开，断开机组出口隔离开关，发电机出口1YH隔离开关断6.15.2.7发电机励磁系统检修时，在做好(1)～(3)项的基础上，灭磁开关FMK拉至检修位6.15.2.8调速系统检修及压油装置检修需退出运行时，在做好(1)～(3)项措施的基础上关闭调速器主供油103阀，关闭机组进水球阀，做好误开机组进水球阀的措施(投入机械锁锭，投入检修密封),压油装置检修需断开油泵动力、操作电源。6.15.2.9压油泵检修时，应检查另一台泵在“自动”运行位置，并将被检修泵的出口阀关 6.15.2.10漏油泵临时检修时，应先将漏油箱内的积油打至回油箱，将被检修漏油泵退出，切除动力电源及控制电源，并监视油位的上升情况，及时处理好漏油。6.15.2.11机组各轴承油槽需排油检修时，在做好(1)～(3)项基础上关闭机组进水球阀，做好防误开机组进水球阀的措施(投入机械锁锭，投入检修密封),手动操作制动闸投入，排6.15.2.12尾水锥管及检修围带等部位漏水过大，需检修时，在做好(1)～(3)项的基础上应关闭机组进水球阀、尾水闸门，排空蜗壳、尾水管内积水，并保持集水井内低水位。7.1.1发电机持续允许不平衡电流值，正常运行时，发电机的三相电流之差不得大于额定电流的20%,机组不得发生异常振动，且任一相电流不得大于额定值。7.1.2在作短时间的不平衡短路试验时，发电机定子线圈的最大电流不得超过额定值的25%,不平衡试验自开始至电流降至零的时间一般不得超过5分钟，须经过10分钟后方可进7.2.1在系统发生事故的情况下，为防止系统的静态稳定遭到破坏，允许发电机在短时间内定子线圈短时过负荷电流：额定电流实际定子电流(A)持续时间(分)527.2.2过负荷时应严格监视系统频率，电压和定值：对于正常运行中定子或转子线圈温度较高时，应适当限制短时过负荷电流的倍数和时7.3人为进行短路试验或单相接地试验时应监视。7.3.1定子线圈三相电流。7.3.2转子回路电流.7.3.5轴承及冷、热风温度不得超过规定。7.3.6发电机电压：此外应采取措施避免试验中切断短路线而引起发电机电压升高的危险。7.4.1发电机在下列情况下进行递升加压试验。7.4.1.3发电机差动保护动作，经外观检查及测量绝缘无异常时。a机组手动递加前，应使机组设备处于准备启动状态。b机组出口断路器在断开位置，拉开发电机出口隔离开关，机组电压互感器IYH投入运行。勾。励磁调节器切至A通道运行、B通道备用调节模式。--d高周切机保护切除。g水机部分已全部恢复备用。j开机至空转，转速维持在100%ne.k手动合FMK,励磁装置无异常。1点“增磁”按钮，缓慢加电压至额定电压100%Ue。m递加时，应严密监视所递加设备的电压表指示和发电机定转子电流、电压的变化情n递升加压正常后，将发电机电压降至“0”,分FMK,并恢复机组至备用。a主变高压侧断路器应断开，主变高压侧隔离刀闸应拉开。b厂用变高压侧断路器应处于断开位置。c主变中性点隔离刀闸合上位置。d用作递升加压机组出口断路器应合上。e主变保护应全部投入，高周切机保护停用。g机组开机至空转，并保持机组转速为100%ne。h缓慢给机组加励磁电流，机组电压至额定。i主变递升加压时，应严密监视主变有无异常，若主变有异常，立即停止递升加压。j对主变递升加压结束后，恢复机组、主变至备用，恢复系统运行。k机组对主变递升加压时，具体措施同发电机递升加压。7.5.1机组大修中更换线圈后，定子线圈绝缘状况满足下列条件之…者，无需干燥，即可投a定子线圈温度在10℃~30℃时，所测得的吸收比≥1.6.b在接近线圈运行温度的情况下，所测得的绝缘电阻R60”≥6.5MQ。7.5.3长期停运检修或更换线圈者，如不满足7.5.1的规定，可进行少许负荷和空运情况下a水轮机部分恢复至备用状态。h励磁变高压侧与发电机出口母线断引，并用临时电缆与3CB高压例联接。c励磁系统恢复至备用，但调节器调节模式应切“电流调节”,控制切至“现地”控制d发电机各LH应投入运行。e停用发电机失磁保护，发电机差动保护停用，高周切机保护停用，发电机的保护电f发电机出口断路器拉出。h在发电机出口母线上装设三相短路线，定子电流的监视，只能用励磁用电流互感器。1由检修调试人员将励磁自动调节器甩开，用外接电位器代替自动调节器，并采取其j用厂用电经DL923开关向励磁变送电正常，并保证相序正确。k手动开机，调整并保证机组转速为100%ne。1调整电位器输出最小后，手动合FMK,励磁功率柜风机运转正常，励磁装置正常。m检修调试人员手动缓慢调节外接电位器，缓慢增加励磁电流及发电机定子电流至所需电流值，注意发电机定子电流不得超过70%IeA。n机组干燥时，加热不能过快，开始干燥时的线圈温度每小时增加不超过5℃;干燥过程中，线圈温度最高不得超过85℃;空冷器冷却水进水阀全关。o定子线圈温度的控制，可调节励磁电流(必要时可调节空冷器冷却水)的方式进行。p监视线圈温度，每半小时记录一次；干燥16～20小时，温度达到稳定后，每小时记q测量定子及转子线圈绝缘电阻，每四小时一次，并绘制出温度及绝缘曲线。r注意监视定子线圈有无局部过热，焦臭味及烟气等异常情况。s监视专用三相短路线的发热情况。t短路干燥中，如温度不变，定子绝缘电阻的吸收比R60”/R¹5”≥1.6,在升高后经3～5小时不变，或R60”≥11MΩ,即可认定干燥完了，逐渐降低温度，停机拆除三相短路线。停机后下导油槽仍给水冷却，根据情况决定给水时间，空冷不能立即给水冷却，u发电机短路干燥的励磁提供方式，也可以用电气盘车柜来代替励磁装置给发电机提供励磁电流的方式进行，可根据当时的情况来定。7.5.5发电机空载特性试验措施与机组递升加压措施相同，只是空载特性试验时，应将发电7.5.6发电机短路特性试验措施与机组短路干燥措施相同，只是短路特性试验时，应将发电7.6.3注意监视机组定子电流，线圈温度、摆度等不得超过规定值，尤其是定子端部温度、7.6.4保证系统的稳定和厂用电的安全运行；且厂用电压不得低于10.5KV.b带有功负荷运行时，最大允许进相1MVar.迅速增加励磁电流，使机组尽快恢复同步；如增加励磁电流尚不能使机组恢复同步时，应减少机组有功，同时增加励磁电流使机组恢复同步：如机组仍然不能恢复同步，则迅速将机组与8.1机组事故处理的一般原则：8.1.1迅速判断、果断处理，尽力限制事故的进一步扩大，保证人身及设备的安全，严禁在8.1.2保证厂用，直流以及重要负荷供电的可靠性。8.1.3配合调度积极操作，保证电力系统的稳定运行。8.1.4事故发生后当班值长及有关人员应根据事故追忆、事件表及报警表上所反映的各种信息以及表计、保护、信号、自动装置等具体的动作情况进行综合分析和事故、故障性质的判 断迅速作出准确的处理；各种故障、事故信号未经值长许可，不得任意复归。8.1.5对瞬间和短时故障，经运行检查无异常，则应恢复设备；对异常和有元器件损坏的情况，则应作好措施，联系检修、维护人员办票消除和修复相应设备，并经检查、试验，方能8.1.6事故处理完毕后，当班负责人、专责工程师应对事故发生经过和处理时间做好完整的记录和交待，写出事故处理经过后才能交班，以便事故后总结分析。8.2发电机组事故后的一般检查项目：8.2.1发电机灭磁开关，断路器是否跳闸；如未跳闸，应立即设法跳闸8.2.2检查、记录继电保护、自动装置动作情况以及微机事故追忆等报表登录情况。8.2.3检查机组导叶是否全关，如未全关，应立即全关导叶。8.2.4机组过速停机时，应检查机组进水球阀是否全关，若未关，应立即设法关闭进水球阀。8.2.5判明是否继电保护元件误动或者由于工作人员误动而造成。8.3机组运行中，有下列情况之一者应立即停机检查：8.3.1轴承温度突然上升或稳定上升(每分钟上升1℃或以上):8.3.2其轴承温度超过规定值；8.3.5机组转动部分与固定部分有金属挣击声，或其它不正常的噪音危及机组安全运行时；a发电机电气故障及定子一点接地信号。b定子三相电压不平衡.d定子外部或靠近外部接地时，I0KV](II)a根据保护装置打印报告及三相电压数据，判断接地性质。b对10KVI(Ⅱ)段系统进行检查选择，判明接地机组。c如判明是某发电机的内部接地，(一般地，发电机内部接地时，3U₀电压会比定子外部接地时小，接地相电压比定子外部接地时要高些，同时接地相电压比其它机组该相电压低些),应立即解列停机。d如是外部接地(一般地，定子外部接地时，各并网运行机组及10KV1(Ⅱ)段母线的3U₀相等，接地相电压均相等),不能很快判明接地点，则从发现接地点或查找接地点的时间超过30分钟，应立即解列停机(一般地，用停电方式查找接地故障的顺序是：先停1CB(2CB),再逐一对并网运行机解列停机，最后停1B(2B)的方式进行逐步排除查找接地故障设备，对1B(2B)停电时，应注意进行主变中性点刀闸的倒换)。e停机后，运行人员应对定、转子线圈、风洞、母线等进行全而检查并根据实际情况测绝缘(先应做好隔离措施，断开机组出口隔离开关，调速器切手动并投入锁锭)。f检查风洞和检查接地时，均应穿绝缘靴。--a发出电气故障和转子一点接地信号。b转子正、负极电压不平衡。a检查转子接地性质，判明是正极或负极接地。转子线圈、风洞、励磁系统等进行全面检查并根据实际情况测绝缘(先应做好隔离措施，拉机组出口断路器及机组励磁开关FMK至检修位置，切转子电压引入发电机保护开关ZK,调速c转子一点接地检查顺序为：先做好措施，测转子及励磁回路绝缘电阻，如绝缘电阻较低时，应清扫滑环及刷架绝缘子：转子及励磁回路绝缘还低，应将所有碳刷取下，断开励磁回路与碳刷刷架的连结，对转子线圈、刷架、励磁回路分别测绝缘电阻，查找绝缘电阻下a先发出电气故障及转子一点接地信号，再发出电气事故信号，失磁保护可能动作。h转子电流升高，电压降低。e机组有功降低，无功减少，可能进相且产生剧烈的振动、a检查机组出口断路器、灭磁开关是否跳闸；如未跳闸，应立即跳闸，解列故障机组，汇报调度.b机组停机后，运行人员应对定、转子线圈，风洞、励磁系统等进行全面检查并根据实际情况测绝缘(先应做好隔离措施，拉开机组出口隔离开关及分开励磁开关FMK,切除转子电压引入发电机保护开关ZK,调速器切手动并投入锁c如发电机着火则按发电机着火规定处理。a发出电气事故和失磁保护信号。b转子电流等于或接近零，定子电流升高，发电机母线电压降低。c定子电流和转子电压呈周期性摆动。d机组有功降低，无功进相，发电机失去稳定，产生剧烈振荡。e发电机出口断路器及灭磁开关跳闸。检查机组出口断路器、灭磁开关是否跳开；如未跳开，应立即跳开，停运故障机组并查a转子电流向零方向摆动，转子电压升高，同时发出励磁事故保护信号，转子过压保b机组有、无功降低至零，定子电压急剧降低。c如磁极断线，则风洞内冒烟，有焦臭味，并发出很响的嗤嗤声。--检查机组出口断路器、灭磁开关是否跳开；如未跳开，应立即跳开，停运故障机组；如有着火，可按发电机着火处理，汇报梯调，联系维护人员处理。8.10低压过流保护动作：a发出电气事故和低压过流保护动作信号。可能发强励、转子过流等信号。8.10.2处理：a检查机组出口断路器、灭磁开关是否跳开；如未跳开，立即跳开，停运故障机组。b对发电机、主变压器所属一次设备进行全面检查(检查时注意与带电设备的安全距离，d如判明属线路或母线故障引起，待故障消除后，可投入运行。e如差动保护退出应按差动保护动作处理。f如属线路事故，断路器拒跳，引起发电机低压过流保护动作；检查线路保护已动作，而断路器未跳闸时，则应立即设法人为跳开断路器。g如未发现异常，经总工或生产厂长同意后，可对发电机递升加压。a发出电气事故、过电压保护动作信号.h机组有、无功负荷及定子电流降为零。a检查机组出口断路器，灭磁开关是否跳闸，如未跳闸，立即跳开，停运故障机组。b如判明属系统甩负荷造成，检查励磁调节器正常，待系统稳定后，可将发电机投入d测量机组绝缘合格，经总工同意对机组递升加压正常后，恢复送电。a机组有强烈的冲击声，发出电气事故及差动保护动作信号。a检查机组出口断路器及FMK跳闸良好。如未跳开，应立即跳开，停运事故机组。并对差动保护范围内的一次设备进行全面检查，如发现有着火现象，在确认机组所属设备不带电时，进行灭火(应先断开机组出口隔离开关，调速器切手动并投入锁锭),b如未发现异常，测机组绝缘，合格后经总工同意，可对发电机做零起升压试验，升压时，应严密监视发电机电压的变化情况。正常后，可继续投入运行。试验中发现不良情况c如属保护装置误动，在对发电机零起升压合格后，经总工同意可停用相应的差动保--同期位置不良或误并列，引起发电机产生强烈振动或较大冲击，电流摆动较大。a立即调整机组有、无功负荷，使之转入同步，恢复稳定，此时，应严密监视机组各部温度及定、转子绝缘情况，检查风洞，尽量找机会联系停机，查找原因。b若调整有、无功负荷也无法恢复稳定，应立即停机。检查机组、变压器、断路器等一次设备以及风洞和定子端部，检查调速器、励磁调节器等自动装置，测量机组绝缘，汇报总工，联系检修人员做进一步检查(检查时注意与带电设备的安全距离，如设备已停电，做c如机组在停机状态，而发电机出口断路器非同期并列，则应立即跳开断路器，并测量机组绝缘，对发电机进行全面检查(测绝缘前，断开机组出口隔离开关，调速器切手动并8.14非同期振荡a发电机、线路的各电气量(有、无功，电压、电流)显示来回剧烈地波动，通常是电压降低，定子电流的波动有超过正常值的情形，转子电流的显示在正常值附近波动。b发电机发出的轰鸣声其节奏与各电气量(有、无功，电压、电流)显示值的波动合拍。c机组可能抽动，压油装置油泵启动频繁。a如果频率表、转速表升高，应在保证厂用电正常运行的情况下降低发电机的有功负b如果频率表、转速表指示降低，应增加有、无功负荷至最大值。(注意定子电流不要c如因发电机失去励磁造成机组本身的剧烈振荡而失去同步时，应立即将发电机与系统解列(如发电机失磁保护已动作按失磁保护动作处理)。d非同期振荡期间,严禁将调速器切手动运行，(压油装置不能保持油压时除外)。e若调整后，经过一定时间(或振荡次数)仍然不能恢复同期时，将发电机与系统解列。f对于因非同期振荡而停机的机组，运行人员应对主变压器、机组定、转子线圈、风洞、水机部分以及电气一次设备等进行全面检查并根据实际情况测绝缘(检查时注意与带电设备的安全距离，测绝缘前，应将设备停电，并做好隔离措施).a发电机密封不严处有喷烟、火星或绝缘焦臭味等明显着火迹象。b保护动作发出电气事故和电气故障等信号及感烟报警器报警。a检查发电机已停机，如未停机应立即解列、停机。速器切手动并投入锁锭)后，方可进行灭火。a不得破坏发电机风洞密封。b严禁用砂子、泡沫灭火器或灭火液灭火(当地面有油类着火时，可用砂子灭火，但不 c火熄灭后，进入风洞检查，必须戴防毒面具。a发出电气事故、励磁事故保护动作。b机组有、无功负荷及定子电流降为零。8.17.2处理：a检查机组出口断路器、灭磁开关是否跳开，如未跳闸，立即跳开，停运故障机组。b检查是否由于励磁变事故引起，励磁变高压侧快熔是否熔断。若励磁变着火，断开c检查励磁功率柜风机是否全停，查明风机全停原因，联系检修人员处理。d检查功率柜是否有着火等现象，若有应进行灭火，通知检修人员处理。e联系检修人员检查励磁调节器是否有故障或有关保护是否误动作。a发出“失磁保护”及发电机电气事故。b机组出口断路器跳闸，机组停机流程启动。c机组有、无功指示、各电气回路模拟量a检查机组出口断路器跳闸，如未跳，立即跳开，停运故障机组。率柜无异常后，请示总工批准方可投入运行(测绝缘前。断开机组出口隔离开关，断开机组8.19机组遇有下列情况，自动停机前，应先将制动系统由“自动”改为“手动”,再执行c测速系统故障(此时，应检查导叶全关，手动计时，确定加闸转速)。8.20机组正常停机或紧急停机时，若导叶已关闭，但转速长时间不能降至加闸转速时，则关闭机组进水球阀，并检查导叶摩擦装置是否动作，如未动作，证明导叶关不严，记入缺陷8.21在正常停机过程中，制动系统发生故障不能加闸时，应将机组开至空载运行，待制动系统正常后再停机。事故停机时遇此情况，可惰性停机。a监控机上“导叶摩擦装置动作”故障报警。b机组振动、摆度可能增大。b检查水车室导叶磨擦装置是否动作，若未动作,应检查是否位置开关接点短路等误--c如导叶摩擦装置确实动作，联系调度，转移负荷，停机，关闭机组进水球阀，调速d若失控导叶在原位置不动，调速器切“手动”后，通知检修及时处理。e若失控导叶被冲至全关位置，且机组无异常振动声音出现，报告值长，联系调度手动降低机组出力，功率降至“0”,解列机组，至机组停机后再处理。f失控导叶被冲至全开或过头，且机组发出强烈振动声音，应立即用常规关机组进水球阀，待机组有功降为“0”时，迅速手动跳开发g非紧急情况下，用关机组进水球阀方式停机，应先请示总工后方可进行操作。h严禁按机旁紧急停机按钮或操作计算机紧急停机键盘令紧急停机关机组进水球阀，a发电机保护屏出“水机事故”,机组事故停机。b推力、上导、下导、水导轴瓦的某一温度超过规定值。a监视自动器动作情况，若动作不良时，手动帮助。h停机过程中注意监视事故轴承温度升高情况。e查明轴承温度过高的原因，复归事故停机回路。d联系检修、维护人员查明原因、消除故障后，才能恢复机组运行。a发电机保护屏出“水机事故”保护信号.b监控发出“调速器事故低油压”事故信号。e压油槽压力表指示在3.0MPa以下。a监视自动器动作情况，若动作不良，手动帮助。h检查油压下降原因，井设法处理，若是大量跑油时，应立即设法制止跑油。8.28机组过速(140%ne)保护动作停机：a发电机保护屏出“水机事故”保护信号。b转速表指示在140%ne左右，机组有超速声。a监视自动器动作情况，动作不良时，手动帮助：b监视压油槽的运行情况，若有异常，立即进行处理；c若机组进水球阀已关，应监视其动作情况；d机组全停后，复归机械过速保护装置。8.29轴承油位不正常(上导、下导、水导):b检查故障轴承油槽油位升高或降低。a油面升高时，检查油色是否正常，联系维护人员取样化验，并监视油槽油位上升情 b油面降低时，检查排油阀是否关严，油槽有无漏油情况，对漏油处进行处理，监视c油面异常升高或降低无法维持运行时，立即报告调度员，视轴承温度情况，决定是d检查油位信号器是否有故障，通知维护人员处理。漏油泵控制箱上有控制电源消失或备用泵投入信号报警，水机故障信号报警。a若控制电源消失信号报警，检查漏油泵控制电源熔断器是否熔断，并设法处理；c动力电源是否正常，操作电源熔断器是否熔断；d如漏油装置不能维续工作，尽量不调负荷，联系维护人员处理；e若漏油箱油位正常，检查油位信号器是否有故障，联系维护人员处理。8.31轴承温度(上导、推力、下导、水导)及空气冷却器温度升高；上导、推力、下导、水导或空气冷却器某一温度超过报警温度，水机故障信号报警。a立即检查轴承温度或空气冷却器冷风或热风温度确实升高，如轴承瓦温确实普遍升高3～5℃以上或急剧上升，应注意监视温度升高情况；b检查轴承油位、油色是否正常，如有跑油之处，应设法制止跑油，油色不正常时，e倾听轴承油槽内有、无异音，判明轴承是否运行良好：d检查机组摆度与原始记录比较是否有明显变化，如是摆度增大引起轴承温度升高，e检查冷却水压是否正常，如不正常，应迅速进行处理；f经检查确认轴承温度已无法维持正常运行时，应立即报告调度员尽快解列停机：R调整冷却水量不能使冷却器温度下降，同时线圈温度超过额定值时，应减小负荷。检查回油箱油位实际升高，检查压油槽油位是否过低，若过低应调整油位至正常。8.33压油槽油压过高：“压油槽油压高限”报警，压力表指示在4.1MPa以上，油泵可能未停止，安全阀可能动作。a若压油泵未停止，应立即手动停止，查明不能停止的原因是否由b、c、d三点引起，e将压油槽油压调整至正常。8.34.2处理：b查明回油箱内混水原因，进行处理。当调速器出现严重的摆动、抽动、跳动现象，检查确认由调速器电气部分工作不正常引起时，经值长同意后，可将调速器切“手动”运行，此时调速器机柜应派专人监视，并通知检修处理，必要时根据系统情况联系调度，停机处理。机组定子三相电流严重不对称；转子过压保护可能动作；机组产生剧烈的震动和轰鸣声，8.36.2.I若机组处于同步稳定运行，降低机组有、无功负荷至空载，维持机组转速，调整励磁电流，使定子电流降低至最小，当三相电流均接近于零时，分开机组出口断路器，解列停机：必要时可进行事故停机。若失败，则迅速解列与之申联运行的断路器进行隔离，并停8.36.2.2机组在并网时出现非全相运行，则迅速分开断路器，解列该机组。8.36.2.3机组在解列脱离系统时出现非全相运行，则迅速分开断路器：若失败，则迅速解8.37发电机事故停机时，出口断路器拒分，应手动跳开事故机组开关，若不能跳开，应立动跳开.检查机组停机正常，将事故机组出口隔离开关拉开，与系统隔离后，恢复系统运行。8.38.1机组转动部分动平衡不好.8.38.3转子两点接地。8.38.5机组导轴承抗重螺钉松动或瓦隙改变。8.38.6机组导叶剪断销剪断。8.39在下列情况下，机组轴承温度将升高：8.39.6机组导轴承抗重螺钉松动或瓦隙改变。--8.39.7轴承油槽油质不合格，或有杂物堵住油道通路。8.39.8推力轴承水平没调好。9.1.1机组及附属设备的检修工作，已按检修项目(标准项目及非标准项目)及标准完成全部9.1.2机组及附属设备、油、水、气系统，发电机保护，励磁系统，调速器系统，机组自动控制系统，测温装置及高压电气设备预防性试验按规程规范检验合格，井通电模拟试验正确。9.1.3机组及附属设备的压力表、压力开关、传感器、变送器、电压表、电流表、功率表、9.1.5监控系统与水机自动化、保护系统、励磁系统、调速器系统及附属设备、油(水、气)9.1.6机组上导、下导、水导油槽、回油箱油位加至正常油位。9.1.7各工作现场清扫干净，工作人员全部撤离，各专业已对所检修的设备做了详细的作业9.2机组恢复操作顺序：9.2.1.1尾水管及蜗壳内的工具、杂物已清理干净；尾水、蜗壳排水阀关闭严密；人员全部9.2.1.2检查定子、转子清洁无杂物，用布带检查定子与转子间空气9.2.1.3机组及球阀漏油装置恢复运行，油泵试验抽油、自动启停正常