灯泡贯流式水轮发电机组 运行规程

本文档由 维维大豆 整理提供 QQ 1410007848福建省邵武市金岭发电有限公司企业标准Fujian Province Shao Wu City Jin Ling electric power generation Ltd. company standard金 卫 水 电 厂运 行 规 程 汇 编2009年4月发布 2009年5月试行V1.2beta福建省邵武市金岭发电有限公司 发布买 染料 及 包装机械 请致电 0317-7896222 刘雨桐福建省邵武市金岭发电有限公司企业标准 金卫水电厂运行规程目 录1 水轮机运行规程（1）2 发电机运行规程（16）3 变压器运行规程（30）4高压配电装置运行规程（42）5厂用电系统运行规程（50）6备用电源柴油机运行规程（55）7辅助设备运行规程（67）8调速器系统运行规程（82）9励磁系统运行规程（100）10直流系统运行规程（113）11继电保护运行规程（130）12计算机监控系统运行规程（160）13水务管理规程（171）14金卫水电厂工程概况（173）附加说明：本规程主要由福建省邵武市金岭发电有限公司金卫水电厂提出本规程主要起草人：官 宁本规程主要审核人：洪德胜 本规程批准人： 何向荣本规程为试行本、部分地方还待完善、如在阅读中发现本规程有不足或纰漏处、恳请指正。水轮机运行规程1 主题内容与适用范围1.1 本规程规定了金卫水电厂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 本规程适用于金卫水电厂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 领导人员：分管生产领导、生产部主任、副主任、厂长、副厂长、专职技术人员。2 引用标准1.3.2生产人员：管理员、值长、运行值班员、维护班人员。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/T7101999 水轮机运行规程 DL/T50793 灯泡贯流式水轮发电机组起动试验规程GB/T2900.451996 水轮机、蓄能泵和水泵水轮机 S417-00JT 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320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。4 水轮机结构说明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。金卫水电厂水轮机是由四川东风电机有限公司生产的灯泡贯流式水轮机、水轮机型号GZ995-WP-430、装置形式为灯泡贯流式、座环为机组的主要支撑。4.1 组成水轮机本体包括转轮、转轮室、座环、尾水管、导水机构、流道盖板、主轴、主轴密封、水导轴承、组合轴承、接力器、受油器及油管、水气管路、仪表管路、地板扶梯等。4.2 座环座环是机组的主要支撑、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、因而有足够的强度、刚度。泡头下部侧向支撑作为辅助支撑。座环承受机组主要重量并作为安装时的基准、上部竖井、下部竖井有足够的尺寸、同时作为检修、进人及油、水、气、电缆的通道。4.3 流道盖板及发电机进人筒4.3.1 流道盖板：为钢板焊接结构、由框架、盖板和导水板三部分组成。框架四侧应有与混凝土牢固联接的锚具。盖板与框架采用法兰联接、接合面有止漏措施、导水板与框架采用螺栓联接。4.3.2 进人孔：发电机舱进人孔设在顶罩上方、进人孔有足够的尺寸作为检修、进人及油、水、气、励磁电缆的通道。孔内设有爬梯、并有防滑处理。进人孔采用钢板焊接而成、其底部与顶罩把合成一体、上部穿出流道盖板。4.4 导水机构4.4.1 结构作用：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。4.4.2 组成：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。4.4.3 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。4.4.4 控制环上悬挂有 12.5T的重锤、可在正常停机或调速系统故障时靠重锤作用来关闭导叶、保证机组安全。4.4.5 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。4.5 转轮室转轮室采用球形结构、分成两瓣、采用钢板焊成。转轮室与尾水管里衬之间设伸缩节、伸缩节轴向调节间隙15mm。4.6 转轮4.6.1 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、再通过主轴传给发电机转换为电能。转轮由四个叶片、转轮体、转轮体芯、叶片传动机构等组成、轮毂比为0.36。4.6.2 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。4.6.3 转轮体内油压由轮毂高位油箱保持、大于上下游水位压力。转轮体上设有排油、排气装置。4.6.4 桨叶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。转轮接力器额定操作油压为6.3MPa。4.7 主轴水轮机与发电机共用一根轴、两端有法兰分别与转轮体及发电机轴相联。4.8 水导轴承和组合轴承4.8.1 水导轴承a) 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610mm、瓦长500mm、总间隙为0.40.58mm。动压运行、静压启动、机组在启动及停机过程中由高压油系统将机组的转动部分顶起；b) 水导轴承内不设冷却器、轴承由重力油箱系统供给循环油、轴瓦可以从进人竖井单独吊出进行检修。轴承两端的端盖上设有防漏油、防进水的密封装置。4.8.2 组合轴承a) 组合轴承由正反推轴承和径向轴承等各部套构成；b) 组合轴承承受着轴向水推力和径向载荷。布置在发电机转子的下游侧、与水轮机管形座固定；c) 正推力瓦共8块、采用刚性支撑、反向推力瓦共8 块、采用橡胶垫支撑方式；d) 径向轴承采用分半结构、径向轴承设有静压减载装置、在启动及停机过程中启用。机组启动时投入、转速达到额定转速的95%时退出；停机时投入、停机完成退出。径向轴承运行方式与水导轴承相同、采用动压运行、静压起动和停机的方式；e) 推力瓦和径向瓦均采用高位油箱自重力供油和瓦面进油边开槽入油的润滑方式；f) 轴承设有高位油箱、其装油量满足在油泵故障时机组轴承继续安全运行7min和机组事故停机所需的润滑油量。轴承设有漏油接收装置、并用管道排至轴承回油箱。4.9 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灯泡体内部、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。4.9.1 主轴工作密封采用聚四氟乙稀盘根密封形式、并将漏水通过水箱下部的排水管排到集水井。为防止密封材料磨损主轴、在主轴上装有不锈钢衬套和清洁水润滑。4.9.2 检修密封采用空气围带式密封、停机或检修时、围带内通入压缩空气以便围带扩胀、防止水进入灯泡体内。4.10 受油器4.10.1 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。4.10.2 受油器将来自调速器主配压阀的开、关腔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、其额定工作油压6.3MPa。4.10.3 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。4.11 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706mm、与机组水平中心线成45布置。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。4.12 重力油箱系统及轴承高低压油管路4.12.1 水导轴承装置和组合轴承都采用动静结合式轴承、径向轴承起动和停机用的液压减载装置所需的高压油来自高压泵组、高压油管由液压泵站引出、由座环下部进人洞引至径向轴承底部、高压管路中设有滤油器、单向阀等元件。4.12.2 高位润滑油箱提供各轴承正常运行和事故停机的润滑、冷却用油。轴承润滑油采用强迫外循环冷却方式、轴承润滑油由重力油箱从座环上部进人筒经管路进入组合轴承、水导轴承内、热油从排油管路流至轴承回油箱、再由液压泵站中的低压泵组经油冷却器、滤油器送至重力油箱、重力油箱置于机组中心线24.0m以上的高处、如果重力油箱油面超过最高油位时、回油管路使油流回液压泵站、低压泵组的工作压力3.0MPa。4.12.3 高位增压油箱的油保持恒定的压力送至受油器上恒压油管内、流往转轮体内、以防浆叶密封损坏时流道中的水进入轮毂。油箱溢油流入调速器油箱。机组各轴承用油与调速器用油相同、但油系统互不相通、各自独立使用。4.13 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。5 水轮机技术性能4.14 水轮机旋转方向从上游向下游看为顺时针。5.1 水轮机净水头5.1.1 最大水头Hmax 8.54m；5.1.2 额定水头He（发额定出力时的最小水头）6.79m；5.1.3 最小水头Hmin 5.3m。5.2 转速5.2.1 额定转速：107.1r/min5.2.2 飞逸转速：在最大水头8.54m、发电机空载、导水叶全开、协联破坏情况下、最大飞逸转速338r/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：5.38.54m；出力范围：2.58.247MW；额定转速：Nr=107.1r/min。5.4 功率和效率5.4.1 功率保证5.4.1.1 在额定水头6.79m时、水轮机最大出力不小于8.247MW；5.4.1.2 在最小水头5.3m时、水轮机最大出力不小于2.5MW；5.4.1.3 在最大水头8.54m时、水轮机最大出力不小于8.247MW。5.4.2 效率5.4.2.1 在额定水头6.91m、发额定出力8.247MW时、保证水轮机的效率不低于93.5%；5.4.2.2 在全部运行范围内、水轮机的最高效率保证值为95.6%；5.4.2.3 水轮机加权平均功率不低于93.25%。5.5 整机运行稳定性和噪声：在净水头5.3m至8.54m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6.79m水头、8.247MW出力下突甩全部负荷时、最大转速上升率不大于60%；5.7.2 机组在8.54m水头、8.247MW出力下突甩全部负荷时、导叶前最大压力上升值不大于20m水柱。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总经理或公司机电部批准、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2474kW时、一般应将机组停机、其运行最低极限水头为5.3m、机组不得在5.3m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：轴承项目正推 反推发导水导油流量(L/min)1601105050正常油温()15501545正常瓦温()55505050故障报警瓦温()60事故停机瓦温()656.9 在负荷不变的情况下、机组轴承瓦温较前1小时升高23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28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15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20以上、当油温低于15时应手动投入加热器、当油温25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20L/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0.20.25MPa之间(表计处0.10.15MPa)、检修围带密封气压为0.600.70Mpa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。7 水轮机运行操作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。7.1 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) 机组在停机状态(N0.5%Ne)；b) 发电机出口开关未合闸；c) 高位润滑油箱位正常；d) 高位增压油箱油位正常；e) 重锤事故停机电磁阀已复归；f) 调速器压油罐油位正常；g) 机组无机械、电气事故。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) 退围带气、投入主轴密封水、启动各辅助设备(润滑油循环、冷却水供给、冷却风机)；c) 复归制动装置；d) 投入高顶油泵；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 空转令 检修密封空气围带排气并无压 制动闸已落下 启动润滑油泵 空冷水电磁阀开启+油冷却水电磁阀开启+空冷水泵启动 开启机组润滑高位油箱轴承主供油电动阀 开启主轴密封水电磁阀且水量正常 高顶油泵启动 拔锁锭且已拔出 空冷风机投入 查高顶压力正常 查组合、水导轴承供油量正常 给调速器开机令 查转速上升至95%Ne 高顶泵退出 空载令 给励磁开机令 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25%Ne时、制动投入当自动刹车失灵时、应改为手动刹车。制动气压0.500.70Mpa、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。7.2.6 手动停机操作步骤：a) 发电机与系统解列；b) 发电机手动灭磁；c) 投入高顶；d) 在调速器机柜上操作停机；e) 转速至25%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。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10%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25%Ne 投制动电磁阀且制动闸有压 查转速降至0.5%Ne 复归制动电磁阀且制动闸已落下 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 投入调速环锁锭 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、排空流道积水；d) 关闭机组总冷却水进水阀（X209）； e) 落下尾水闸门后、打开尾水管排水阀（X240）排尾水管内积水至检修集水井；f) 启动检修排水泵抽尾水管水位至工作点以下；g) 手动将导叶打开至全开位置、关闭调速器主油阀（X123）；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。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；b) 提尾水闸门充水门向尾水管充水、检查各部是否漏水；c) 各部正常、且尾水门内外水压平衡时提起尾水门；d) 提进水闸门充水门向流道充水、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、增压油箱、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i) 查# 机制动气压正常8 水轮机维护与检查j) 查高位水箱水位正常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 备用机组停机时间达48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。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) 查机旁动力柜、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 廊道电缆层设备检查项目：a) 查机组运行中主轴密封水压在0.20.3Mpa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0.150.25Mpa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。7.3.3 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；e) 齿盘测速装置工作正常、接线良好、无开关变位现象；f) 组合轴承回油管、水导轴承回油管油流量计显示值正常；g) 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；h) 各油、水、气管路及阀门无渗漏；i) 查各轴承测温引线接线良好；j)转子接地保护碳刷与大轴接触良好、无电火花；k) 查筒内各部件之间连接紧固、无松动、脱焊现象。8.3.4 机坑层检查项目：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至机组转速达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20MPa左右；h) 当油温小于20时投入油加热器、同时关冷却水、油温大于25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、伸缩节和尾水管进人孔各结合面无漏水、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）增压高压油箱油位正常。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) 查公用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；9 水轮机故障处理i) 查机组冷却水供水泵能按设定自动轮换、进、出水压力正常。当机组发生故障时、中控室报警、上位机显示“#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、增压油泵油箱油混水；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；d) 检查压油系统装置信号是否误动所至。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。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55、油槽内热油温度不超过50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、应检查空冷泵是否停运、水系统阀门位置是否正确。若空冷泵停运、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) 若空冷泵运行则检查是否抽空不上水、滤过器是否堵塞、轴封漏水是否过大等现象、检查信号是否误动所至。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至平衡；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、则查是否空抽。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) 滤过器是否堵塞。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、应检查空冷泵是否停运、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。9 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。9.1 机组发生事故时、值班人员应根据下列原则立即进行处理：9.1.1 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。9.1.2 维持正常设备及厂用电的安全运行、防止事故扩大。9.1.3 有备用机组时、应联系调度开启备用机组。9.1.4 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。9.2 机组事故保护9.2.1 事故停机a) 轴承瓦温过高(正推、反推、发导、水导)；b) 电气事故；c) 油压装置事故低油压；d) 润滑高位油箱油位过低；e) 增压高位油箱油位过低；f) 轴承回油箱油位过低；g) 发电机组合轴承油流中断；h) 机组运行中主轴密封水中断；i) 空冷冷热风温度过高；j) 手动事故停机。机组事故停机动作于跳出口开关和灭磁开关、事故停机电磁阀动作关导叶。9.2.2 紧急事故停机a) 事故停机中拉断销拉断；b) 机组机械过速155%Ne；c) 机组电气过速150%Ne；d) 手动紧急停机；e) 机组115%Ne过速及主配压阀发卡。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。9.3 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、灭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。9.4 轴承瓦温过高事故9.4.1 现象：中控语音报警音响、上位机显示“#机组故障”、“#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。9.4.2 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回路是否正常、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。9.5 润滑高位油箱位过低9.5.1 现象：中控语音报警音响、上位机显示“#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。9.5.2 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、至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。9.6 调速器事故低油压9.6.1 现象：中控语音报警音响、上位机显示“# 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4.5MPa以下。9.6.2 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。9.7 机组过速事故9.7.1 现象：中控语音报警音响、上位机显示“机组事故”、“机组155%过速”、机组甩负荷事故停机、机组有高速旋转的异声。9.7.2 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。10 图纸10.1 水轮机及其辅助设备系统图。10.2 水轮机剖面图。附录：水轮机型号与规格名称单位规范名称单位规范型号GZ995WP430转速额定转速r/min107.1出力额定水头时出力MW8.247飞逸转速r/min338最小水头时出力MW2.5正向最大推力t110.5水头额定水头m6.79反向最大推力t160.5加权平均水头m7.26转轮直径m4.3最大水头m8.54浆叶个数个4最小水头m5.3导叶个数个16额定流量m3/S133.7比转速m.kW额定点效率%92.61安装高层m128.3吸出高度m-5.594旋转方向从上游往下游看顺时针发电机运行规程1 主题内容与适用范围1.1本规程规定了金卫水电厂发电机的运行定额、操作维护及故障、事故处理。1.2本规程适用于金卫水电厂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 领导人员：分管生产领导、生产部主任、副主任、厂长、副厂长、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/T7152001 水轮发电机运行规程DL/T50793 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。发电机通常由定子、转子、端盖及轴承等部件构成；4 工作原理转子由转子铁芯(或磁极、磁扼)绕组、护环、中心环、滑环、风扇及转轴等部件组成；5 发电机概述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。5.1 总体结构5.1.1 贯流式灯泡发电机组即机组轴线呈现水平状态、整个机组置于水中。5.1.2 发电机与水轮机直接连接、发电机无轴、转子直接悬挂在水轮机主轴上、整个机组为卧式两支点双悬臂结构布置、发电机整体浸泡在流道中、外壳是流道的一部分。5.1.3 发电机由定子、转子、泡头、轴承、通风系统、冷却水循环系统、润滑系统、机械制动系统、辅助接线、进人管等组成。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。为了工作人员能够进入发电机舱对发电机进行检修维护、泡头上设有进人孔。进人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。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 主引出线从水机进人孔引出、励磁引线从泡头进人孔引出。5.2 定子5.2.1 定子主要由机座、铁芯及线圈等部件组成。外形尺寸为50002450毫米、重46.63吨。3.2.2 定子机座是一个整体钢板焊接件、两端焊有法兰。下游侧法兰与水轮机座环连接、上游侧法兰与泡头连接。5.2.3 为增加机座的刚度、在机座上游侧设有H型钢焊成的机架。机架同时作为制动器、挡风板、转子锁锭装置及电加热器等部件的支撑以及水机受油器的支架。5.2.4 定子铁芯采用50W270型低损耗硅钢片、铁芯内径 4450mm、长830mm、共264槽、铁芯齿部有轴向通风孔、铁芯用鸽尾筋固定在机座上、并用绝缘穿心螺杆压紧、为防止铁芯两端齿部弹开、在铁芯两端50mm范围内采用硅钢片粘接剂粘接。5.2.5 定子绕组形式为条式叠绕组、F级绝缘。5.2.6 主引线均由定子下游侧水机进人孔引出。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、外形尺寸为4438mm1114mm、重30t。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65W800钢板冲制而成、磁极线圈由19匝五边形铜扁线绕制而成。每个磁极与转子支架的磁轭圈通过4根M36螺杆连接。极靴上设有纵、横阻尼绕组。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 转子引线从转子下游侧通过腹板上的通风孔引至安装在转子支架上游侧的集电环、转子引线采用软铜线。5.4 灯泡头5.4.1 泡头为钢板焊接而成、最大外形尺寸为5000毫米3300毫米、重14t。泡头为球状流线型、其上方设有椭圆形进人孔、通过扶梯可进入泡头内部、即发电机舱、灯泡头的进人孔也做为油水气管路、励磁引线及一些电气线引出的通道。5.5 辅助系统5.5.1 通风冷却系统本机组采用外加风机的轴向常压强迫通风冷却方式辅以定子铁芯贴壁结构、轴向密闭循环通风。通风冷却循环方式：冷风由风机带入定、转子空间、受热的空气通过转子支架通风孔进入空冷器、经冷却后的空气进入风机。风机采用4台轴流风机、功率5.5 KW、转速2900r/min。空冷器采用3个、用水量110m3/h、工作水压0.3Mpa。空冷器风机均装于定子前机架上。5.5.2 制动系统为防止轴承轴瓦损伤、缩短机组低速转动时间而设机械制动系统。发电机组选用6个125气复位制动器。制动气压0.5 0.7Mpa、制动器在机组降至25%额定转速时投入工作、制动时间2分钟。机组停机状态制动器处于制动状态、开机前制动