发电厂运行规程范本

第一篇水轮机运行规程1 范围本规程对水轮机运行的基本技术要求、安全经济运行、运行操作、运行监视检查和维护、故障和事故处理等作出了规定。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB/T2900.451996 电工术语 水轮机、蓄能泵和水泵水轮机GB/T9652.11997 水轮机调速器与油压装置技术条件GB/T154681995水轮机基本技术条件GB/T154691995反击式水轮机空蚀评定GB/T171891997水力机械振动和现场测试规程DL/T50793水轮发电机组起动试验规程DL/T55694水轮发电机组振动监测装置设置导则DL/T57895水电厂计算机监控系统基本技术条件3 技术文件3.1 水轮机施工安装竣工后，应移交的主要技术文件和图纸：a)水轮机及其辅助设备布置图，调节保证计算结果。b)水轮机和进水口的总装图，蜗壳、尾水管的单线图，各水轮机部件的组装图和各易损部件的加工图，水轮机及其辅助设备的管路布置图和基础图、埋设部件图。进水阀的操作原理图和电气接线图等。c)水轮机的综合特性曲线和运转特性曲线，接力器行程和导叶开度关系曲线，座环传力资料，混流式水轮机顶盖和底环在受力和飞逸工况下的变形计算资料，水轮机的其他重要计算资料等。d)转轮现场组装布置图，有关水轮机及其辅助设备需在工地组装或加工的图纸和资料，特殊工具图。e)各种盘柜和自动化设备的安装布置图，水轮机自动化操作和油、水、气系统图，水轮机量测仪表配置等。f)产品技术条件、产品说明书、安装使用说明书，自动控制设备调试记录，厂内各产品检查及试验记录，主要部件的材料合格证明书和焊接部件的焊接质量检验报告等。3.2 水轮机检修竣工后应移交的有关技术文件：a)水轮机及其辅助设备的检修原因和检修全过程记录；b)水轮机及其辅助设备的试验记录；c)水轮机及其辅助设备改进部分的图纸和技术资料记录。3.3 每台水轮机应有下述内容的技术档案：a)水轮机设计、计算资料；b)水轮机安装竣工后所移交的资料；c)水轮机主要部件的质量检测报告；d)水轮机检修后移交的资料；e)水轮机历年运行记录总结；f)水轮机振动摆度记录；g)各部轴承运行温度记录；h)各充油设备加、排油记录；i)水轮机保护和测量装置的校验记录；j)基他试验记录和检查记录；k)水轮机事故和异常记录：l)按合同要求所提供的备品备件目录，特殊工具目录。4 水轮机的安全经济运行4.1 水轮机运行的基本要求4.1.1 在水轮机的最大和最小水头范围内，水轮机应在技术条件规定的功率范围内(参见表1)稳定运行。必要时可采取提高振动稳定性的措施(如补气等)。4.1.2 水轮机需超额定功率运行时应报上级主管部门批准；水轮机因振动超限需限制运行范围，其具体数据均需经过试验鉴定后确定，并报上级主管部门备案认定后方可执行。表1 水轮机相应水头下的保证功率范围 水轮机型式相应水头下的机组最大保证功率(%)水轮机型式相应水头下的机组最大保证功率(%)混流式45100转浆式35100定浆式75100冲击式251004.1.3 反击式水轮机在一般水质条件下的空蚀损坏保证应符合GB/T15469的规定。当水中含沙量较大时，应对水轮机的空蚀磨损量作出保证，其保证值可根据过机流速、泥沙含量、泥沙特性及水电站运行条件等由供需双方商定。4.1.4 水轮机导轴承温度和油温应控制在规定值范围(550)之内。4.1.5 机组一般应在自动调整情况下运行，导叶开度限制应置于相应最大功率的开度位置。只有在调整器电气控制部分故障而机械控制部分正常时，机组才可改为手动运行。4.1.6 水轮机运行中其保护、信号及自动装置应正常投入，各保护、信号及自动装置的整定值，只能由专业人员按规定的程序调整。4.2 发电工况下的水轮机运行在满足电网要求下，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。空载运行时间尽量缩短，避免在振动区长期运转。应定期进行水轮机相对效率实测试验，积累资料，指导水轮机经济运行。5 水轮机的运行操作5.1 水轮机开停机操作5.1.1 水轮机启动应具备下列条件：a)机组进水口闸门和下游尾水闸门应全开；b)各部动力电源、操作电源、信号电源投入，各表计信号指示正确；c)调速系统工作正常，各电磁开关、表计指示位置正确，并在自动工况；d)各电磁阀位置正确；e)机组油压装置及漏油装置工作正常；f)制动系统正常，风闸均在复位位置；g)水轮机轴承油位、油质合格，水导轴承保护和供水系统正常；h)水轮机油、水、气系统处于备用状态，各阀门处于正常位置，各补气阀、真空破坏阀在复位状态，无漏水现象；i)水轮机保护和自动装置应投入；j)水轮机各部应处于随时允许启动状态；k)备用机组的开机条件监视指示灯应亮。5.1.2 自动开机：a)检查自动操作系统设备完好、工作正常，机组保护投人正常，调速器和油压装置工作正常；b)操作自动开机，监视装置动作正确，空载调节稳定；c)机组并网后，监视有功功率和无功功率调节情况及运行参数正常。5.1.3 自动停机：a)检查自动操作系统设备完好、工作正常，调速器和油压装置工作正常；b)操作自动停机，监视装置动作正确；c)转速下降到电气制动转速时投入电制动，下降至加闸转速时加闸回路动作；d)监视停机回路自动复归、风闸复位、冷却水复归，机组各部恢复到备用状态。5.1.4 手动开机：a)开机前机组应处于备用状态；b)投入机组的冷却水，检查各部水压应在规定值范围内；c)投入水轮机主轴密封用水，检查水压正常；d)调速器置于手动方式，打开导叶至空载开度位置；e)机组并网运行正常后，调速器应置于自动方式运行。5.1.5 手动停机：a)检查机组有功功率、无功功率减为零后，再操作机组解列；b)当机组与电网解列灭磁后，调速器用手动方式将导叶关闭；c)监视机组转速，待降到加闸转速时，手动加闸，机组停稳后手动撤销风闸，并检查风闸应全部下落，对设有高压减载装置的机组应手动启动高压油泵；d)切除机组的冷却水和润滑水，对外循环式的发电机轴承，应检查油泵自动停止(或手动停止)。5.4 主阀、进水口闸门和尾水闸门的操作5.4.1 在下列情况下需关主阀或进水口闸门，必要时关尾水闸门：a)水导轴承、导叶轴套、真空破坏阀检修；b)油压装置排油、排压、失去压力；c)调速器、接力器检修；d)受油器检修；e)主轴密封检修；f)事故配压阀分解检修；g)打开压力钢管进入孔、蜗壳进入孔或尾水管进入孔的工作；h)多个导叶剪断销剪断、导致导叶失控时。5.4.2 主阀、进水口闸门和尾水闸门操作的基本要求：a)操作闸门前必须将尾水管进入孔、蜗壳进入孔和压力钢管进入孔关闭；b)检查尾水管排水阀、蜗壳排水阀关闭；c)操作闸门必须先关进水口闸门后再关尾水阀门，或先开尾水闸门后再开进水口闸门；d)主阀、进水口工作闸门能在机组发生事故时快速动水关闭；e)主阀、进水口工作闸门应能正常操作打开或关闭；f)主阀、进水口工作闸门和尾水闸门只有在乎压后方可打开(筒形阀除外)；g)机组正常运行时，液压控制的进水口闸门自动降到规定值位置，闸门控制油泵应能正常自动启动，将进水口闸门开启至正常位置；h)主阀、进水口工作闸门应具备中控室、机旁控制盘和现场控制操作的条件。5.5 水轮机检修隔离措施5.5.1 机组停机并做好机组电气方面的检修隔离措施。5.5.2 关闭主阀或进水口作闸门并做好安全措施。5.5.3 应做好转轮室压水供气的隔离措施及水导轴承和主轴密封供水的隔离措施，打开蜗壳排水阀，锁定在全开位置，将压力钢管和蜗壳内高于尾水位的积水排至下游，并保持压力钢管排水阀和蜗壳排水阀打开，还需做好措施防止突然来水。5.5.4 关闭尾水闸门，必要时进行堵漏。5.5.5 打开尾水管排水阀并锁定在全开位置，启动检修排水泵排水至最低水位，并且加强对尾水管水位的监视。5.5.6 打开导叶至全开，叶片开度按要求调整好。5.5.7 关闭油系统总油阀及其他有关油阀。5.5.8 压力罐排气，油压降为零。5.5.9 机组冷却水总阀关闭，各冷却器内部排水。5.5.10 机组自动操作直流电源、电液调速器工作电源和信号回路电源全部切除。5.5.11 全面检查措施，注意对相关机组及系统的影响。5.6 水轮机检修恢复措施5.6.1 轴承油槽油位符合规定，油色正常。5.6.2 油压装置油压恢复正常、调速器充油完毕。5.6.3 水轮机顶盖、尾水管、蜗壳进入孔等工作孔洞检查后全部封盖严密。5.6.4 检查压力钢管、蜗壳、尾水管排水阀全部关闭。5.6.5 各动力电源、交直流电源及信号电源投入，电压正常；将顶盖排水泵，漏油泵置于“自动”位置运行。5.6.6 恢复油、水、气系统和调相补气电源。5.6.7 在检修人员的配合下，手动对导叶、转轮叶片进行无水条件下全行程操作试验，要求动作情况正常(特殊结构除外)。5.6.8 水系统要做过充水试验，电动阀、液压阀动作应可靠，水泵启停应正常。5.6.9 检查主轴密封应无严重漏水，顶盖排水泵、漏油泵工作正常。5.6.10 配合检修人员对机组进行模拟自动开停机试验。5.6.11 按有关规定对尾水管和蜗壳进行充水，开启尾水闸门、进水口检修闸门和工作闸门。5.6.12 机组电气方面恢复到备用，按机组备用状态要求进行全面检查。5.6.13 机组启动试验操作应按DL/T507的要求进行。6 水轮机的监视、检查和维护6.1 水轮机监视、检查及维护的基本要求6.1.1 现场运行规程应对巡视检查作明确的规定，巡视检查必须到位，发现设备异常要及时处理。6.1.2 设备的巡视检查既要全面又要有重点，一般要注意巡视操作过的设备状态、控制方式、参数设置正确，检修过的设备完好，原有设备存在的小缺陷未扩大，机组未发生冲击或事故，还要注意巡视经常转动部分和其他薄弱环节等。6.1.3 水轮机遇下列情况应加强机动性检查：a)水轮机检修后第一次投入运行和新设备投入运行；b)水轮机遇事故处理后投入运行；c)水轮机有比较严重的设备缺陷尚未消除；d)水轮机超有功功率和无功功率运行；e)顶盖漏水较大或顶盖排水不畅通；f)洪水期或下游水位较高；g)在振动区运行或做振动试验；h)试验工作结束后。6.2 水轮机监视、检查及维护的基本方式6.2.1 人工巡检。6.2.2 自动监测系统。6.3 机组的维护6.3.1 机组的定期维护。为了保证设备正常运行的安全可靠，主辅机设备应按规定进行定期试验、切换维护工作，发现问题及时通知检修人员处理。机组在正常情况下要做如下定期工作：a)切换油压装置的油泵；b)切换进水口工作闸门的工作油泵；c)调速器各连杆关节注油；d)调速器过滤器切换；e)测量发电机、水轮机主轴的摆度；f)应根据备用机组推力瓦油膜要求定期顶转子或手动开机空转一次；g)根据水位、水质情况，及时选用工业取水口以保证水质要求；h)机组冷却系统过滤器定期清扫排污；i)各气水分离器定期放水、排污；j)机组技术供水总管定期冲淤；k)机组冷却系统定期正、反向运行，空气冷却器冲淤(一般在雨季或水中含沙较高时)；6.3.2 机组的状态维护。根据机组的运行状态分析，发现设备有异常趋势，及时对设备进行维护，保证机组的安全运行。6.4 机组振动、摆度的测量6.4.1 人工测量：a)应在几种有功功率下测量摆度，并与最近测得的水导摆度进行比较，如摆度值明显增加应查明原因。b)机组各部振动值应不超过表2规定的数值。表2水轮发电机组各部分振动允许值 序号项目额定转速(r/min)100100250250375375750振动允许值(双振辐)1立式机组带推力轴承支架的垂直振动0.100.080.070.062带导轴承支架的水平振动0.140.120.100.073定子铁芯部分机座水平振动0.040.030.020.024卧式机组各部轴承垂直振动0.140.120.100.07注：振动值系指机组在各种正常运行工况下的测量值。6.5 水轮机开机、停机后的监视6.5.1 水轮机开机后的监视：a)监视水轮机振动情况正常；b)监视机组制动装置处于正常工作状态，可以随时启动；c)监视机旁各指示仪表指示正常；d)监视机组各部水压正常；e)监视机组摆度、水导轴承运行情况正常；f)监视水轮机主轴密封和顶盖排水情况正常；g)监视调速器机械液压机构各连接部分良好，电气控制回路正常，有功调节动作正常；h)监视机组信号和操作电源正常；i)监视机械系统和电气系统有关设备操作项目完成。6.5.2 水轮机停机后的监视：a)调速器各部件连接无异常；b)油压装置和油系统无异常；c)机组轴承油面正常；d)机组转动部分无异常；e)制动系统在复位状态；f)与机组停机相关的技术供水系统正常；g)水轮机顶盖和主轴密封漏水不大；h)导叶全关，剪断销未剪断；i)机旁控制盘各指示仪表指示正常。6.6 油压装置的检查和维护6.6.1 压力罐压力正常、油位正常，无渗漏油和漏气现象。6.6.2 压力测量及控制装置工作正常。6.6.3 集油箱油位、油质合格，并无油位异常信号。6.6.4 各阀门位置正确，安全阀工作正常。6.6.5 电动机引线和接地完好，电压指示正常，压油泵工作正常。6.7 调速器系统的检查和维护6.7.1 调速器运行稳定，无异常抽动、跳动和摆动现象。6.7.2 正常运行时转速指示在100%，平衡表指示在平衡位置，微机操作盘面各指示正常。6.7.3 开度限制、手自动切换阀、事故电磁阀在相应位置。6.7.4 发现调速器油压与压力罐油压相差较大时，应切换过滤器并进行清洗。6.7.5 电液转换器动作正常。6.7.6 各连接部件和管路连接良好，无松动、脱落和渗漏油现象。6.7.7 手动状态下运行时开度指示与实际开度相符合。6.7.8 电气柜各电源开关、熔丝均在投入状态，电源指示灯指示正常，风机运转正常。6.7.9 控制装置板面指示灯指示正常，选择开关位置正确，各电气元件无过热、脱落断线等异常情况。6.7.10 当机组处于稳定运行时，微机调速器面板上平衡表应无输出，双微机均在运行。6.7.11 引导阀、主配压阀工作正常，事故配压阀在相应位置。6.7.12 主接力器反馈机构钢丝绳无松动、无断股、无异常现象。6.7.13 各端子引线良好，无脱落、断线破损现象。6.8 机组自动盘、动力盘、制动系统的检查和维护6.8.1 机组自动控制系统盘面开关位置正确，指示正常。6.8.2 盘后各熔丝、电源开关接线紧固无松动，各继电器触点正常，无抖动、烧毛或黏结现象，各端子无松动脱落。6.8.3 各保护压板投切位置正确，测温系统完好，各温度值在正常范围，机组摆度振动监测仪和机组效率在线监测仪的巡视测量显示正常。6.8.4 各动力电源开关和空气开关位置正确，机组电压、电流、有功功率、无功功率指示在正常范围内。6.8.5 制动系统各阀门位置正确，气压正常，整个系统无漏气现象，空气电磁阀和电触点压力表工作正常。6.8.6 自动装置动作正确，管路阀门位置正确。6.9 水轮机部分的检查和维护6.9.1 水导轴承油槽油色、油位合格，油槽无漏油、甩油，外壳无异常过热现象，冷却水压指示正常。定期进行油质化验。6.9.2 水轮机室的接力器无抽动、无漏油，回复机构传动钢丝绳无松动和发卡现象，机构工作正常。6.9.3 导叶剪断销无剪断或跳出，信号装置完好，机组运转声音正常，无异常振动、摆动现象。6.9.4 水轮机主轴密封无大量漏水，导叶轴套、顶盖补气阀无漏水，顶盖各部件无振动松动，排水畅通。6.9.5 各管路阀门位置正确，无漏油、漏气、漏水现象，过滤器工作正常，前后压差不应过大，否则应打开排污阀清扫排污。6.9.6 各电磁阀和电磁配压阀位置正确，各电气引线装置完好，无过热变色氧化现象。6.9.7 蜗壳、尾水管进入孔门螺栓齐全、紧固，无剧烈振动现象，压力钢管伸缩节正常，地面排水保持畅通。6.9.8 水轮机充水前后的检查按DL/T507的要求进行。6.10 主阀的检查和维护6.10.1 主阀和旁通阀应在全关或全开位置，竖轴主阀全关时指示器在零位，全开时指示器在90位置。横轴主阀全关或全开时各锁定销子在相应投入位置。6.10.2 主阀集油箱的油面在正常范围内，操作油和润滑油颜色正常。6.10.3 主阀、旁通阀及操作器具都应在正确位置，油泵的电动机电磁开关把手在正常工作位置。6.10.4横轴主阀两端轴承处不应漏水。6.10.5 冷却水系统各阀在正常位置，总水压在规定范围内，压力钢管和蜗壳的排水阀全关且无漏水。6.11 水轮机导轴承的检查和维护6.11.1 新安装的水轮机导轴承，机组在启动运行期间应设专人监视其温度变化，发现有异常，应迅速检查并处理。6.11.2 热备用机组投入运行后，按水轮发电机组规定的时间检查和记录轴承温度。当轴承温度在稳定的基础上突然升高23时，应检查该轴承工作情况和油、水系统工作情况，测量水轮机摆度，并注意加强检查。6.11.3 水轮机导轴承的油位应在规定的范围内，若油面过高或过低应查明原因，及时进行处理。6.11.4 轴承油色应正常，若油色变化时，应停机处理，以避免烧损轴瓦。6.11.5 运行中必须定期检查冷却水和润滑水的工作情况，供水水质应符合标准，水压在正常范围之内。6.12 水泵的检查和维护6.12.1 水泵在检修或长期停用后，启动前应进行如下检查：a)水泵及其电动机周围洁净无杂物；b)电动机绝缘良好；c)水泵与电动机的连接牢固可靠，无松动；d)在水泵不运转时盘动联轴器，水泵和电动机转动灵活；e)盘根不可压得过紧，盘根处不应有大量漏水、甩水； f)水泵轴承润滑正常，油质良好； g)水泵充水水源或水泵润滑水正常； h)水泵进出口阀门已打开；i)水泵电源正常，控制回路良好。6.12.2 水泵运行时，应作如下检查：a)水泵内部的声音无异常；b)水泵的振动情况正常；c)水泵电动机温度正常，无异味；d)水泵盘根密封水良好、无大量甩水；e)水泵抽水情况正常；f)水泵启动前后电源正常。7 水轮机的故障和事故处理7.1 水轮机故障和事故处理的基本要求7.1.1 事故发生时的处理要点：a)根据仪表显示和设备异常现象判断事故确已发生；b)进行必要的前期处理，限制事故发展，解除对人身和设备的危害；c)在事故保护动作停机过程中，注意监视停机过程，必要时加以帮助使机组解列停机，防止事故扩大；d)分析事故原因，作出相应处理决定。7.1.2 机组遇下列情况，值班人员可以不经允许先行关闭主阀或进水口工作闸门解列停机，停机后汇报：a)机组转速上升到过速规定值时主阀或进水口工作闸门没有自动关闭；b)导叶失控不能关闭；c)压力钢管破裂大量漏水；d)水轮机顶盖破裂严重漏水；e)尾水管进入孔大量漏水(此时应关闭尾水闸门)。7.2 导叶剪断销剪断的故障处理a)确认剪断销已经剪断，应通知检修人员处理；b)若机组振动较大，应首先调整导叶开度使水轮机不在振动区运行，再通知检修人员处理；c)多只剪断销剪断无法处理又失去控制时，应立即联系停机，关闭主阀或进水口工作闸门进行处理。7.3 主轴密封漏水过大故障处理通知检修人员压紧盘根。7.4 水轮机顶盖水位升高的故障处理a)检查自流排水孔是否畅通，如有堵塞，应清理排水口；b)应检查各处漏水量是否增大，如水轮机主轴密封部分漏水较大，及时调整密封水压，调整机组有功功率和无功功率使顶盖水压最低；c)若漏水过大，处理无效且水位还在上升，应联系停机处理。7.5漏油箱油位异常的故障处理a)检查漏油箱油位、浮子装置、油泵，若油泵未启动，应设法启动；b)若油泵运转正常，应检查漏油量是否增大，漏油量异常增大时应检查原因设法消除；c)若油泵、电动机等故障不能运行时，应及时处理。7.6拦污栅堵塞的故障处理a)检查拦污栅前后差压指示，如未超过规定值，机组可降低功率运行，但应立即进行清污； b)检查进水口处漂浮物情况；c)拦污栅确实堵塞严重应立即联系停机处理。7.7稀油润滑导轴承异常的故障处理7.7.1润滑油油位降低的故障处理：a)检查水轮机导轴承油槽密封、漏油和甩油情况；b)检查排油阀应严密关闭；c)应对水轮机导轴承油槽补充润滑油，使机组恢复正常运行。7.7.2润滑油变质和油位异常升高的故障处理：a)检查轴承内是否进水，进行油化验；b)如油质不合格，应停机查明原因后消除进水缺陷，更换轴承润滑油。7.7.3油冷却器冷却水中断或水压降低的处理：a)有备用水的应立即投入备用水，并检查阀门、逆止阀是否损坏；b)应设法调整冷却水压，检查轴承温度使轴承温度在正常范围之内；c)检查水轮机导轴承水过滤器，如有堵塞现象应及时处理。7.7.4导轴承温度升高的故障处理：a)进行核对确认并检查轴承温度上升情况，确认测温装置故障或误动，设法解除回路，通知检修人员处理；b)检查故障轴承油位、油色，必要时进行油质化验；c)检查轴承冷却水压、流量，如不正常应及时调整，遇水管堵塞应停机处理；d)测量水导轴承摆度，判断轴承内部异常情况；e)轴承温度继续急剧上升，应紧急停机处理。7.8 微机调速器的故障处理a)如微机调速器电气部分有严重故障时应改手动运行，并及时通知检修人员处理；b)调速器在手动运行时应有人监视。7.9 水轮机振动、摆度超过规定值的故障处理a)如系在已确定的振动禁区运行，应避开该振动工况区；b)分析机组振动、摆度的测量结果；c)检查轴承运行情况；d) 分析振动原因，进行相应处理；e)振动严重超过规定值，应手动紧急停机。7.10 压力罐油压下降的故障和事故处理a)检查油压下降情况，调速器切手动，专人检查稳定开度维持油压，油压下降到事故油压时应停机处理；b)若二台油泵同时启动，应查明油系统排油阀关闭情况及漏油、漏气情况，并及时消除；c)如油泵不启动，应查明原因，尽快启动油泵；d)机组压力罐油压不能恢复，应联系停机；e)当油压低到不能关导叶时，应紧急停机关闭进水口工作闸门或主阀。7.11 机组过速的事故处理a)检查事故停机关主阀或进水口工作闸门的动作过程，如机组过速保护装置拒动，应手动紧急停机关主阀或进水口工作闸门；b)如在事故停机过程中，剪断销剪断或主配压阀发卡引起机组过速也应手动操作使导叶和主阀或工作闸门关闭；c)用事故配压阀关导叶停机；d)机组过速停机后，对机组进行全面检查完毕，才可以启动机组，机组启动后测量摆度，正常后方可并入系统运行。7.14 压力钢管爆破的事故处理确认钢管爆破，迅速关闭进水口工作闸门，并立即抢救处理。8. 图纸目录8.1 水轮机及其辅助设备系统图。8.2 水轮机剖面图。8.3 油系统图。8. 4 水系统图。8.5 气系统图。8.6 自动回路系统图。第二篇水轮发电机的运行规程一、水轮发电机的铭牌和相关技术资料二、水轮发电机试运行新装机组或大修机组在完工并检验合格后，应进行了试运行，试验合格经交接验收后，方可投入系统运行。机组试运行主要包括：机组试运行前的检查、充水试验、机组的空载试验区和并网带负荷试验等。1、试运行前的检查水轮发电机组试运行前，应对过水系统、水轮机和调速器等机组设备进行全面细致的检查。对发电机部分进行如下检查：（1）发电机整机已安装（检修）完成，检验合格，记录完整。发电机内部已彻底清扫，定子和转子的气隙内无任何杂物。（2）收回与该机组有关的所有工作票，并办理工作票终结手续，拆除所有的接地线，摘去标示牌及移去临时遮拦，消除一切与机组运行无关的物件，清洁现场。（3）检修人员会同运行人员做好一切开机试运行准备工作，检查各设备所处位置，钢管进入孔盖板应封闭好。（4）推力轴承的高压顶起装置已调试合格，压力继电器工作正常；单向阀及管道阀门均无渗油现象。（5）导轴承及推力轴承油箱油位正常，测温装置及冷却水压已调试，整定值符合设计要求。（6）发电机风罩内所有管路阀门、接头、电磁阀和变送器均已检验合格，处于正常工作状态。（7）励磁机、滑环检查。滑环及整流子应清洁光滑，不应有灰尘和油垢。电刷接触应良好，铜辫应牢固，不应有断股和发黑现象，数目完整无缺，压力均匀，且符合规定。各部分的接线正确、牢固。（9）发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线和端子板均已检查，正确无误。（10）发电机制动系统已检验、调试合格，手动和自动工作正常。（11）发电机的空气冷却器已检验合格，水路畅通无阻，阀门无渗漏现象。（12）发电机二次回路继电器完好，各接线无松动或脱落现象，各表计应完整，并指示在零的位置（频率表除外）。（13）发电机引出线及中性点部分的检查。所有互感器无漏油现象，接线正确、牢固，套管清洁、无损坏，外壳接地良好。电力电缆无漏油现象，接线正确、牢固，电缆头外壳可靠接地。励磁变接线正确、牢固，高低压侧引线及励磁变本体清洁、无水珠，通风设备良好。发电机引出线接线正确、牢固，瓷瓶、空墙套管清洁无裂纹。发电机及其所有辅助电气设备已用压缩空气吹扫干净。发电机出口断路器、励磁开关和隔离开关在分闸位置。2、空载试运行水轮发电机组启动前，应先对压力钢管、蜗壳进行充水试验，检查钢管、主阀和蜗壳的渗水情况。充水试验合格后，各岗位运行人员进入本岗位，做好准备工作。检查并调整整机组各部位处于准备工作状态。（1）首次启动机组应采用手动操作。操作步骤及检查内容如下：切除接力器锁锭，手动打开调速器的导叶开度，待机组启动后，将开度放在大于空载开度位置。当机组转速接近额定值时，再将开度调小，最后稳定在空载开度位置。对于额定转速较高的机组可分阶段升速。记录机组的启动和空载开度，当达到额定转速时，校验电气转速表应位于100%转速位置。在机组启动和试运行过程中，应加强各部位轴承温度的监视，检查油、气、水系统的渗漏情况，有无异常声音，测量、记录机组振摆度是否符合规定，测量发电机一次残压、相序，相序应正确。（2）首次启动后手动操作停机。操作开限机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的30%-35%左右时，手动加闸使机组制动。停机后解除制动闸，投入接力器锁锭。停机后应检查各部位螺栓、销钉、锁片及键是否松动与脱落；检查各紧固部件、转动部件有无松动或断裂；检查制动闸的磨擦情况。（3）在手动开、停机试验完成后，还应进行自动开、停机试验。自动开停机试验的主要目的是检查自动停机回路的正确性。具有计算机监控系统或以计算机监控系统为主的水电站，自动开、停机应由监控系统完成。自动开机前，应检查调速器处于自动位置，水力机械保护已投入，开机准备灯亮，自动开机条件已经具备。在中控室或机旁盘用自动开机操作把手（按钮），进行开、停机操作。启动和停机过程中监视调速器、自动装置动作的正确性。（4）过速试验当调速器各参数整定合格后，进行机组过速试验，以检验机组各转动部分的强度及安装质量情况。试验前，应装好各种联系信号，以使各种数据同时测定和记录。试验后，应检查机组各转动部分，如发电机转子、水轮机导轴承中的转动油盆等螺栓、销钉有无松动，点焊的焊缝有无开裂以及转动部分有无变形等异常现象。（5）水轮发电机升压试验发电机在空载额定转速下运行一段时间且正常后， 即可做升压试验。升压前，发电机励磁系统、继电保护和信号回路电源等应已投入，发电机定子线圈试验合格。合上发电机灭磁开关，操作磁场变阻器或操作起励把手（按钮）起励，慢慢升起发电机电压。当电压升至50%额定电压时，检查机组振摆度情况，并进行校核相序工作。如无异常，继续升压至发电机额定电压。发电机在升压过程中，应检查低压继电器，过电压继电器工作情况。同时录制发电机空载特性曲线。发电机空载特性曲线指发电机电压和励磁电流上升、下降关系曲线。当发电机励磁电流升至额定值时测量发电机的最高电压。（6）发电机空载条件下，励磁调节器的调整试验具有起励装置的晶闸管（可控硅）励磁调节器的起励工作应正常可靠。检查励磁调节系统的电压调整范围，应符合设计要求。自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压的70%-100%范围内稳定并且调节平衡。在发电机空载额定转速下，手动控制单元调节的范围：下限不得高于发电机空载励磁电压的20%；上限不得低于发电机额定的励磁电压的110%。测量励磁调节器开环放大倍数。在等值负载情况下，录制和观察励磁调节器各部特性。对于晶闸管励磁系统，还应在额定励磁电流情况下，检查功率整流桥的均流和均压系数。功率整流桥应设有串联元件均压措施，以及并联支路和整流柜之间的均流措施，均压系数不应低于0.9，均流系数不应低于0.85。应检查在发电机空载状态下，励磁调节器的投入，上下限的调节，手动、自动控制的切换工作情况。并检查励磁调节器开、停机等情况下的稳定性和超调量，即在发电机空载、转速在额定转速的0.95-1.0范围内，突然投入励磁使发电机从零升压至额定值时，超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2-3次，调节时间不大于5s。带自动励磁调节器的发电机电压-频率特性试验，应在发电机空载状态下，改变发电机的转速，测量端电压的变化值，录制发电机电压-频率关系曲线。自动励磁系统应保证频率值每变化1%，发电机电压变化值不大于额定值的0.25%。晶闸管励磁调节器应进行低励、过励、断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。对于采用三相全控整流桥的静止励磁装置还应进行灭磁试验。3、并列及带负荷试验（1）水轮发电机并列试验在正式并列试验前，应先进行模拟并列试验，以确定同期装置的正确性。然后正式进行手动和自动准同期方式进行并列试验。（2）带负荷试验水轮发电机组的带负荷试验机组并列后，先带发电机无功，然后逐步增加有功负荷，并观察各仪表指示及各部位运行情况和各种负荷下尾水补气装置工作情况；观察机组在加负荷时有无振动区；测定在各处负荷下，机组各部分的温度、振动和摆度值。水轮发电机带负荷工况时，还应进行励磁调节器的调整试验。发电机有功功率分别为0%，50%，100%额定值下，调整发电机无功功率从零到额定值。调节应平稳，无跳动。机组突变负荷试验根据现场情况，使机组突变负荷，变化量不应大于额定负荷25%，并记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化过程。并选择各负荷工况下调速器的最优调节参数。4、水轮发电机组甩负荷试验机组甩负荷试验，目的是检验调速器的动态特性及机组继电保护的灵敏度，并检查在甩负荷时，蜗壳水压上升值和转速上升值是否在允许范围内。在进行甩负荷试验前，应调整好测量机组振动、摆度、蜗壳水压力、机组转速（频率）和接力器行程等电量和非电量的监测仪表，投入所有继电保护及自动装置。甩负荷试验一般在额定负荷的25%，50%，75%和100%下分别进行，并记录有关数据，同时录制各种参数变化曲线及过程线。当电站受运行水头和电力系统条件限制时，若机组不可能带额定负荷或甩额定负荷，则可按当时条件在尽可能大的负荷下进行试验。5、水轮发电机组连续带负荷试验在完成所有系统投入试验并经验证合格后，即可做连续带负荷试验。一般需带额定负荷运行，若由水库未达到设计水位等特殊原因使机组不能达到额定出力，可根据具体情况确定机组应带最大负荷值。连续运行时间，对新投产机组为72h；对大修机组24h。在连续运行中，由于机组及附属设备的制造和安装原因引起运行中断，经检查处理合格后重新开始连续运行，中断前后的运行时间不得累加计算。如机组经72h满负荷试验运行考验，机组各部温度、振摆度以及保护、自动装置等均符合要求，并经停机处理发现的所有缺陷后，即可开始为期一年的试生产。试生产由电站建设单位委托生产单位进行。生产期满后，方可办正式移交。三、水轮发电机的正常运行操作新装机组或大修机组经试生产期满合格，即可投入正常运行。1、启动前的准备工作正常运行情况下，机组处于热备用状态，启动前一般无需准备工作。当机组停机时间较长处于冷备用时，启动前应对调速器、油位装置、制动装置等进行检查，同时开启主阀和投入冷却水、润滑水。新装机组或大修机组，自投产之日算起的停机时间，第一年超过24h，一年后超过72h，机组启动前必须进行顶转子操作。启动前的检查内容有：（1）发电机本体、励磁系统和高压一次回路检查均正常。各电气接线牢固无松动。励磁机整流子、滑环表面清洁，电刷齐全，压力均匀无卡涩情况。（2）各轴承油色、油位正常。（3）水轮发电机各种保护、自动装置等投入在规定位置，定值整定正确。（4）各阀门处在规定位置。检查闸门和主阀全开。（5）制动气压正常。制动闸落下。（6）机组在备用状态，开机指示灯亮。2、水轮发电机并列（1）发电机升压用手动或自动方式将机组启动，当机组转速升到额定转速后，发电机投入励磁升压。升压时就监视发电机三相定子电压表和电流表的指示。三相定子电流应等于零，三相定子电压值应相等。还应防止空载电压过高。发电机电压升至额定值后，即可准备并列（并网）。并列工作必须谨慎，防止非同期合闸而引起事故。发电机同期方式有准同期和自同期两种。A、准同期：先投入励磁，发电机建压，然后与系统整步。待同期条件满足时，合上发电机主断路器并网。B、自同期：所谓自同期就是未经励磁的发电机，在机组启动后在接近额定转速时，先合上发电机主断路器，然后再加励磁，使发电机自动牵入同步。采用自同期的优点是操作简单，在系统发生故障时，备用机组可迅速并入系统。但并网时冲击电流要比准同期大。本电站水轮发电机组采用准同期。准同期并列必须满足的条件：A、待并发电机的电压与电网（系统）电压相等，其偏差不大于额定电压的5%。B、待并发电机的频率与电网频率相等，其偏差不大于0.25Hz。C、待并发电机与电网相位相同，偏差在10相位角以内。D、待并发电机与电网相序相同。发电机准同期并列操作。操作方法有手动、自动和半自动三种。手动准同期操作步骤：A、投入发电机同期开关至“手动”位置。B、合上待并发电机的隔离开关。C、操作调速器的转速调整机构，使待并发电机的频率与系统频率近似相等。D、调整待并发电机的电压与系统电压近似相等。E、投入同期表开关至“准同期”位置。F、当同期表指针缓慢趋于红线时，操作同期合闸开关，迅速投入发电机的主断路器与电网并列。G、切除同期表开关。为了防止非同期合闸，在下列情况下禁止合闸：A、同期表指针旋转过快时不准合闸。因为此时待并发电机的频率与系统频率或两者的相位相差较大，不易掌握适当的合闸时间，往往会造成非同期合闸。B、同期表跳动而不是平稳地摆动经过红线时，禁止合闸。因为这可能是同期表内部机构卡阻或接点松动引起，指示不正确，也可能造成非同期合闸。C、同步表指针停在零位不动或指针已指到零位时不准合闸。因为同步表指针停在零位不动，可能是表内断线或共它原因造成的。断路器的合闸是需要一定时间的，指针已指到零位时合闸，断路器合闸的瞬间已偏离了同期点。3、水轮发电机的增（减）负荷操作当发电机并网需带负荷时，调速器开限应放在100%开度（自动），或在预定位置（手动）。操作调速器的转速调整机构或功率给定电位器，可增加或减少有功功率；增加或减少励磁电流可调整无功功率。4、水轮发电机的解列与停机（1）降低发电机有、无功负荷至零。（2）拉开发电机主断路器，将机组解列。（3）发出停机令停机。（4）拉开主断路器两侧隔离开关。（5）待机组转速降30%-35%额定转速时，投入制动闸。监视机组停机制动全过程。（6）检查制动闸是否全部落下。（7）关闭冷却水总进阀。（8）检查开机准备指示是否亮。5、发电机解列停机后，如需转入检修还应进行下列操作（1）如灭磁开关仍处于合闸位置，则拉开灭磁开关。（2）取下主机、励磁、主阀、信号和水轮机的操作保险装置。（3）取下断路器合闸保险装置。（4）拉开发电机电压互感器刀闸，取下电压互感器低，高压保险装置。（5）拉开励磁变刀闸，取下高压保险装置。（6）根据需要办理安全措施。四、水轮发电机的监视与维护1、发电机正常运行中的监视（1）运行值班员每班应轮流监盘，监盘时应认真负责，注意表计的变化。所有安装在发电机控制盘上的电气仪表的指示值，需每小时记录一次。（2）转子的绝缘电阻，“+”、“-”对地电压，以及直流回路的绝缘电阻每班测量一次。（3）定期对发电机的振动、摆度进行检查。各部位振摆度值不得超过规定值。（4）检查声音、气味是否正常。若发现机组在运行中异常振动，内部有金属摩擦和撞击声，有绝缘焦臭味或异常气味，要查明原因，及时处理。（5）检查发电机温度是否正常发电机定子绕组最高温度不得超过105，最好控制在40-80。铁芯温度稍低。转子线圈温度不午超过120。发电机空冷器允许温度：进风（即发电机热风）最高80，正常70，发电机不封闭情况下，运行时的最低允许进风温度为+5，在封闭运行时最低进风温度为20；出风（即发电机冷风）最高45，正常35。冷却顺冷热风温度差与以前比较，有显著的变化进应查明原因，设法消除之。（6）机组冷却水正常畅通，水压保持在0.1Mpa-0.2 Mpa，不得超过0.25Mpa。（7）发电机电压、电流、频率和功率因数监视。发电机运行电压的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，为满足系统电压的需要，电压最高可提高到额定电压的110%。此时发电机定子电流的大小，以转子电流不超过额定值为限。若发电机的电压下降到额定值的95%时，其定子电流长期允许数值仍不允许超过额定电流的105%。电流监视。发电机定子电流应不超过额定值，三相不平衡电流不应超过额定电流的20%，并且任意相电流不应超过额定值。发电机正常情况下应额定功率因数下运行，功率因数在额定值以下时，应注意发电机转子电流不允许超过额定值。特殊情况下，短时间内，功率因数可在0.95-1范围内运行。但应及时调整使之不要在进相方式下运行。频率允许变动范围：在小系统运行时不允许超过500.5Hz，并入大系统运行时不允许超过500.2Hz。频率在允许范围内变动时，发电机额定出力不变。（8）机组轴承的监视。温度监视。运行中轴瓦温度通常在60以下，信号（故障）温度为65，事故温度为70，作用于停机。油温一般不得高于50。油质油面的监视。A、油质监视。油质除定期化验外，还需要运行中注意观察。油色应透明呈橙黄色。若油色混杂发白，表示油中含过量的水分，油色发黑变暗是油中含杂质和碳分引起的。碳分增加是油温度过高造成的，往往是烧瓦的预兆，必须引起运行人员的重视。B、油位监视。油位正确是保证轴承安全运行的重要条件之一。油位过高，会引起轴承甩油；油位过低，会因油量不足而使轴承过热，甚至烧瓦。轴承油位应在标准油位线10mm范围内运行。（9）整流子和滑环的检查碳刷是否冒火。碳刷在刷握内有无摆动或卡住现象。碳刷连续软铜线是否完整，碳刷与滑环接触是否良好，弹簧压力是否正常；碳刷与滑环有无过热、变色现象。如碳刷磨损较大时，应及时更换新的同一牌号碳刷。整流子和滑环表面有无斑点。整流子片间云母有无因磨损而突出，或碳刷松驰以及励磁机或主机振动等原因而引起碳刷跳动的情况。2、发电机定期维护工作（1）停机达240h机组必须空转一次或顶转子一次。（2）定期测量发电机、水轮机振摆度值。（3）机组冷却系统滤水器定期清扫排污。（4）各气水分离器定期放水、排污。（5）空冷器定期冲淤。（6）整流子和滑环的维护值班人员检查如果发现整流子和滑环上有积垢和碳末，应用细布或绸布擦拭。若刷架和碳刷有积垢，应用刷子扫擦或有0.3Mpa压缩空气吹尽（此时要特别注意转动部分）。若整流子和滑环上大部分碳刷发生火花则用干净的细帆布擦拭。如果用擦拭和研磨的方法均不能消除火花时，则应检查其它引起火花的原因。如碳刷破裂、碳刷在刷握内摆动和卡住、碳刷研磨不良，弹簧压力不适当或接线损坏等，可按下列方法处理。A、碳刷太短或破裂，则应更换同一牌号的碳刷。B、如碳刷摆动或卡住，可以换合适的碳刷或将卡住的碳刷取出。C、将碳刷边缘磨一下，使碳刷在刷握内稍有活动的余地。D、如碳刷研磨不好，可以取下，重新打磨。E、如碳刷压力不合适，可适当调整弹簧压力，所有碳刷的压力一般在0.02Mpa-0.03Mpa范围内，间隙0.1mm-0.2mm。五、水轮发电机运行故障与事故处理（一）发电机异常运行和事故处理一般原则发电机异常运行和事故处理的主要任务是：（1）用一切可能的办法保持发电机继续运行，只有在危及机组安全及人身安全情况下才允许解列停机。（2）尽快限制发电机异常情况的发展，确保发电机组的安全。（3）努力保持发电机发出的交流电频率与电压稳定，以保持电能质量和对整个电力系统稳定运行负责。（4）迅速果断采取一切措施，抢救事故机组免受破坏和损伤，并防止事故危及到其他机组和设备。运行中发生事故时，值班人员必须遵循下列顺序处理事故：（1）根据机组表计、信号指示灯和设备光字牌的现象判断故障性质。（2）迅速进行保护检查和设备检查判明故障性质、地点及其范围。（3）如果事故对机组和人身安全有威胁时，应立即设法解除这种威胁。（4）如果事故不危及人身和机组的安全时，则应采取措施恢复机组的正常运行。（二）机械部分故障及处理1、轴承油位过高或过低（1）轴承油位过低轴承油位过低使轴承润滑油不足，引起轴承过热，是运行中轴承烧瓦的主要原因之一。通常在轴承上装低油位继电器保护。当油位过低时，继电器动作，“水力机械故障”光字牌亮，警铃响。运行人员应及时补充润滑油至要求位置。对无油位过低保护的机组，运行人员应加强巡视油位的变化。（2）轴承油位过高油位过高将引起轴承甩油，污染环境和发电机绕组，使绕组绝缘恶化。造成油位过高的主要原因是冷却水管破裂，漏水使油质乳化，呈乳白色。应申请停机处理。2、运行中冷却水中断冷却水中断引起示流继电器动作，“水力机械故障”光字牌亮，警铃响，冷却器进口处压力表指示为零，发电机温度升高。冷却水中断原因有误操作、阀门故障、取水口或滤水器堵塞等。采用水泵供水的机组水泵故障也会引起冷却水中断。冷却水中断应立即停机检查，加以消除，方可继续运行。3、轴承温度不正常上升机组启动后，温度上升速度有一定规律。正常运行机能轴承温度随着室温升降，其变化遵循一定规律。轴承温度在较短时间内上升过快，但其值还未超过警戒值，此时应首先检查油位、油色和冷却水压力、流量有无异常，并停机检查轴瓦。轴承温度不正常上升，往往是烧瓦的预兆，应予特别注意。轴承解体后能发现轴瓦局部高温产生的痕迹。4、轴承故障温度轴瓦达到故障温度（65）时，信号继电器动作，“水力机械故障”光字牌亮，警铃响。运行人员应立即检查轴承冷却系统工作情况，水压和流量是否正常。为维持运行，可临时采取加大冷却却水量和提高水压的方法。若温度继续升温，应立即停机，查明原因进行处理。5、轴承事故温度轴瓦温度达到70时，事故继电器动作，“水力机械事故”光字牌亮，警报响。机组紧急停机。造成轴承温度过高的原因主要是油冷却器缺油、冷却水中断或压力不足。运行人员应监视自动停机过程，若自动系统失灵或未投入，则采用手动停机操作，并做好记录，提请检修处理。（三）电气部分异常运行及处理1、发电机过负荷水轮发电机不允许过负荷运行，但在系统发生事故时，短时间过负荷是难免的。值班员发现发电机定子电流超过允许值时，按如下方法处理：（1）检查发现电机功率和电压，弄清楚过负荷的性质的时间。（2）过负荷处理时，如果发电机转子电流不超过额定值，定子线圈温度在允许值以下时，则不必降低发电机电流，但应加强监视，注意发电机运行最高温度不得超过允许值。过负荷值和允许过负荷时间按制造厂规定。若厂家未作规定，对空气冷却的发电机可按表4-1执行。表4-1 水轮发电机短时过负荷电流允许值 定子绕组过负荷电流（A） 额定电流（A） 1.1 1.12 1.15 1.25 1.5 过负荷时间(min) 60 30 15 5 2 （3）根据发电机线圈温度规定，用减少励磁电流的方法来降低发电机的最大允许负荷，如果降低发电机无功负荷不能使定子电流降到许可值时，则必须降低发电机部分有功出力，调节冷却水进量，但不得超过最大允许值。（4）对于经常运行在接近最大允许温度下的发电机，当发生事故过负荷时，应尽快将负荷转移到其他运行温度