DLT 710-1999 水轮机运行规程.doc

F23备案号：67902000中华人民共和国电力行业标准DL/T 7101999水轮机运行规程Code of operation for hydraulic turbines 2000-02-24 发布 2000-07-01 实施中华人民共和国国家经济贸易委员会 发 布前 言 本规程是根据原电力工业部1995年电力行业标准计划项目(技综199515号文)的安排制定的，在编写格式和规则上符合DL/T6001996电力标准编写的基本规定。 在编制过程中进行了调研，总结并吸收了龙羊峡水电厂、漫湾水电厂、刘家峡水电厂、隔河岩水电厂、三门峡水电厂等单位的水轮机运行和管理经验。采纳了全国水电厂、制造单位、设计单位、安装单位及高等院校等二十多个单位提出的修改意见，并得到了中电联、浙江省电力局、全国水轮机标准化技术委员会有关专家的技术指导。 本规程对各水电厂编写水轮机现场运行规程有指导作用，各水电厂可根据本规程及制造厂技术文件并结合实际情况编写水轮机现场运行规程。 本规程的附录A、附录B都是提示的附录。 本规程由原电力工业部提出。 本规程由全国水轮机标准化技术委员会安装运行分技术委员会归口。 本规程起草单位：浙江省乌溪江水力发电厂。 本规程主要起草人：徐根发、陈耀土、吴建春、费修渔、张熊章。 本规程由全国水轮机标准化技术委员会安装运行分技术委员会负责解释。目 次前 言1 范围2 引用标准3 基本技术要求4 水轮机的安全经济运行5 水轮机的运行操作6 水轮机的监视、检查和维护7 水轮机的故障和事故处理8 编制水轮机现场运行规程的基本要求附录A(提示的附录)水轮机及其辅助设备的设计参数附录B(提示的附录)主要参数的运行限额中华人民共和国电力行业标准水轮机运行规程DL/T7101999Code of operation for hydraulic turbines2000-02-24批准 2000-07-01实施中华人民共和国国家经济贸易委员会 发布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、编制水轮机现场运行规程的基本要求等作出了规定。 本规程适用于单机功率10MW及以上的、转轮直径为1m及以上的混流式、斜流式水轮机，以及转轮直径为2m及以上的轴流式水轮机；还适用于单机功率10MW及以上的冲击式水轮机。尺寸和功率小于上述条件的水轮机，以及贯流式水轮机可参照使用。当水轮机成品的性能、结构、运行等方面超过本标准时，按供需双方签订合同中的技术条件规定执行。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。本标准出版时，所示版本均为有效。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 基本技术要求3.1 机组监控自动化系统3.1.1 由机组自动化元件组成的系统应满足下列要求： a)机组的手动、自动开机和停机； b)手动和自动控制机组的油、水、气系统； c)自动监视机组冷却、润滑、密封水的通断； d)自动监视各轴承油箱油位，自动监控水轮机顶盖的水位，自动监视压力罐、回油箱、漏油箱油位； e)自动监视机组各有关部位的温度； f)自动监视机组导水机构的工作状态和位置； g)自动发出机组相应转速信号； h)自动控制导水机构锁定的投入和拔出； i)能满足机组运行工况相互转换的要求； j)计算机控制的电厂，计算机控制系统应设置可靠的备用电源； k)机组过速且调速器失控需关闭导叶时，可由过速限制器关导叶或关主阀(或进水口工作闸门)来达到停机，采用备用油源时备用油源应能可靠投入； l)应装设蜗壳流量计。3.1.2 机组有特殊要求时，应满足下列要求： a)机组作调相运行时，能自动控制水轮机转轮室的水位； b)要求冷却水管路正、反方向通水时，示流器能正、反向运行； c)要求监视回油箱、漏油箱和各轴承油箱积水情况的机组，应能自动监视； d)要求有两套过速保护时，应由机械型和电气型两种转速信号器(或装置)发信号； e)轴承润滑油采用外循环冷却时，应由相应的自动化元件监视和控制循环润滑油和冷却水的供给。3.1.3 水轮机振动监测装置测点设置应符合GB/T17189和DL/T556的要求。监测装置可采用单元式监测仪、智能式振动监测仪，或以计算机为中心的振动监控系统。3.1.4 机组发生下列不正常情况时应发出报警信号： a)油压装置回油箱油位超过报警规定值； b)油压装置备用油泵启动或油压超过报警规定值； c)机组各轴承油位、油温和瓦温超过报警规定值； d)漏油箱油位超过报警规定值； e)水轮机顶盖水位超过报警规定值； f)导水机构剪断销剪断； g)过速限制器动作； h)机组冷却水管内水流中断或降到报警规定值； i)水润滑轴承主用润滑水中断或降到报警规定值，备用润滑水投入； j)机组启动或停机在规定时间内未完成； k)回油箱、漏油箱及各轴承油箱内积水超过报警规定值； l)机组主轴密封水压力降到报警规定值； m)备用机组自行转动； n)蜗壳水压与工业用水取水口水压的压差超过报警规定值； o)水过滤器前后进出口压差超过报警规定值； p)拦污栅前后压差超过报警规定值； q)机组振动和摆度超过报警规定值； r)其他异常情况。3.1.5 机组在下列情况下应事故停机： a)油压装置油压降到事故低油压规定值； b)各部轴承温度超过事故停机规定值； c)水润滑轴承主、备用水均中断或降到规定值并超过规定时间； d)机组调相运行失压； e)有关的电气事故保护动作； f)机组转速超过过速保护动作规定值； g)机组发生异常振动和摆度或超过事故停机规定值(当设有自动振动、摆度测量装置时)； h)蜗壳水压与工业用水取水口水压的压差超过事故停机规定值； i)拦污栅前后压差超过事故停机规定值； j)其他危及水轮机安全运行的紧急事故。3.2 调速系统3.2.1 水轮机调速器应能实现机组以自动和手动方式启动、停机和紧急停机。3.2.2 调速器和油压装置的工作容量选择合理，导叶实际最大开度要对应于接力器最大行程的80%以上。3.2.3 接力器的开启和关闭时间，应能在设计范围内任意整定。3.2.4 对于大型机组的电液调速器和重要水电厂中型机组的电液调速器，应设置一个以上测频信号源，并应设置开度限制装置以限制机组的最大功率，当测频单元输入信号全部消失时应能使机组维持原来所带的有功功率和无功功率，并发出报警，而且不影响机组的正常运行和事故停机。3.2.5 电源装置应安全可靠，并应设置两套电源，交直流互为备用，故障时可自动转换并发出信号。电源转换引起的导叶接力器行程变化不得大于导叶接力器全行程的2%。3.2.6 水轮机调节系统的技术性能要求应符合GB/T9652.1的要求。3.2.7 反击式水轮机的导水机构必须设有防止破坏及事故扩大的保护装置。3.2.8 水轮机导水机构的接力器应设有机械锁定装置。3.2.9 油压装置的性能要求： a)油压装置正常工作油压的变化范围应在工作油压的5%以内。当油压高于工作油压上限2%以上时，安全阀应开始排油；当油压高于工作油压上限的16%以前，安全阀应全部打开，并使压力罐中的油压不再升高；当油压低于工作油压下限以前，安全阀应安全关闭；当油压低于工作油压下限的6%8%时，备用油泵应启动；当油压继续降低至事故低油压时，作用于紧急停机的压力信号器应立即动作。 b)油压装置各压力信号器动作油压值与整定值的偏差不应超过整定值的2%。 c)油泵运转应平稳，其输油量不小于设计规定值。 d)自动补气装置及油位信号装置，动作应正确、可靠。3.3 水轮机导轴承3.3.1 油润滑导轴承的油位和瓦温应满足设计规定值。3.3.2 水润滑导轴承，其润滑水的供水要求可靠，必须设置两路独立的水源作润滑水水源。3.4 主阀3.4.1 主阀关闭位置止水装置的漏水量不超过规定值。3.4.2 主阀及其操作机构应有足够的强度，主阀操作应有可靠的压力油源。3.4.3 主阀在动水条件下能迅速关闭，使机组飞逸时间不超过规定值。3.4.4 主阀正常运行只有全开与全关两个位置，不允许作部分开启来调节流量。3.5 技术文件3.5.1 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。3.5.2 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。3.5.3 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)其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)。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转桨式35100定桨式75100冲击式251004.1.2 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。4.1.3 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。4.3 调相工况下的水轮机运行4.3.1 应具备有效的调相压气装置，以保尾水管内的水位在转轮以下，不允许转轮在水中运行。4.3.2 调相压水在气压充足情况下未压下水时，应查明原因及时处理。4.3.3 如果导叶漏水较大，使气压保持时间较短，可将主阀或工作闸门关闭。4.3.4 在压水条件下调相运行时，如需停机，应该先由调相运行转为发电运行，把转轮室内压缩空气排除后再停机。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，机组保护投入正常，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)投入水轮机导轴承润滑水(指橡胶轴承)，并检查示流继电器指示正常，润滑水水压指示应在规定值范围内； d)投入水轮机主轴密封用水，检查水压正常； e)对外循环式的机组轴承，检查油泵有一台自动启动开始供润滑油或手动启动)，并检查油流通畅，冷却系统正常； f)调速器置于手动方式，打开导叶至空载开度位置； g)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)。5.2 发电改调相的操作5.2.1 自动方式： a)检查调相系统正常，中控室操作发电改调相； b)监视自动装置动作情况； c)改调相成功后，监视无功功率调节情况正常和受电功率正常。5.2.2 手动方式： a)将机组的有功功率降到零； b)手动将导叶关至全关； c)关闭尾水管补气阀和顶盖泄压阀，打开给气电磁阀向转轮室充入压缩空气进行压水； d)待压水正常后，复位给气电磁阀，调相过程中应及时补气压水。5.3 调相改发电的操作5.3.1 自动方式： a)中控室操作调相改发电； b)监视调相改发电过程中装置动作情况正常； c)监视机组有功功率和无功功率调节情况正常。5.3.2 手动方式： a)检查主阀在全开； b)手动复归调相回路； c)关闭调相补气阀，打开尾水管补气阀和顶盖泄压阀； d)手动将导叶打开至空载位置； e)按电网要求调整机组有功功率和无功功率。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)打开压力钢管进人孔、蜗壳进人孔或尾水管进人孔的工作； 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人孔、蜗壳进人孔和压力钢管进人孔关闭； 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平压后方可打开(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 关闭主阀或进水口工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、蜗壳进人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)； l)定期检查冲击式水轮机的水斗、喷针、喷嘴。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。6.4.2 对于装设有自动监测各部轴承摆度仪、振动仪的要有信号报警， 报警后应及时检查并作必要的处理。表 2 水轮发电机组各部位振动允许值 mm序 号项 目额 定 转 速r/min100100250250375375750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，电调盘面各指示灯正常。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 检查漏油装置油泵和电动机工作正常，漏油泵在自动状态，漏油箱油位在正常范围内，控制浮子及信号器完好。6.9.4 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。6.9.5 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，排水泵工作正常。6.9.6 转桨式水轮机的叶片密封正常，受油器无漏油现象。6.9.7 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。6.9.8 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。6.9.9 蜗壳、尾水管进人孔门螺栓齐全、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。6.9.10 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、旁通阀及空气围带、给排气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 竖轴主阀上下导轴承处的排水管不应排压力水，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(供水泵及顶盖排水泵)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)尾水管进人孔大量漏水(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 主轴密封水压异常的故障处理 a)检查水轮机主轴密封水压； b)如有备用水应切换到备用一路供水，无备用水应调节阀门检查供水系统是否正常； c)水压过低应检查过滤器是否堵塞，有备用水的应切换到备用水一路运行，然后清扫过滤器； d)同时应检查水轮机主轴密封漏水情况，如漏水增大，应维持顶盖水位正常。7.4 水轮机顶盖水位升高的故障处理 a)检查排水泵排水情况，如排水泵未启动抽水，应检查原因，设法启动排水泵； b)检查自流排水孔是否畅通，如有堵塞，应清理排水口； c)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； d)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 水导橡胶轴承润滑水水压降低的故障处理 a)当润滑水中断或水压降低时，首先应投入备用水，然后进行切换过滤器或清扫过滤网，查找润滑水中断或水压下降原因，处理后仍恢复正常供水； b)调整水导轴承润滑水压后要经过几分钟的监视； c)如润滑水采用水泵供水时，出现水泵停止造成水压下降或冷却水中断，应立即启动备用水泵，确保润滑水的正常供水，再查明水泵不能启动的原因，进行处理； d)当无法立即恢复润滑、冷却水时应停机处理。7.9 微机电液调速器的故障处理 a)电液调速器双微机在运行时应互为备用，若一微机有故障应自动切至另一微机运行； b)如微机电液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； c)电液调速器在手动运行时应有人监视。7.10 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)对转桨式水轮机，检查机组协联关系是否变化； e)分析振动原因，进行相应处理； f)振动严重超过规定值，应手动紧急停机(无振动保护装置时)。7.11 轴流转桨式机组的受油器甩油的故障处理 a)检查操作油压正常、集油箱油位未下降、受油器转动油盆无大量甩油、判明浮动瓦无磨损，如甩油严重应联系停机处理。 b)如果情况不很严重，电网需要机组发电，则可短期内运行，但必须手动控制转轮叶片角度运行。7.12 压力罐油压下降的故障和事故处理 a)检查油压下降情况，电液调速器切手动，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。7.13 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 编制水轮机现场运行规程的基本要求8.1 范围 本章应给出规程的主要内容，再给出本规程的适用范围。8.2 引用标准 本章应列出正文中所引用的标准清单。8.3 总则8.3.1 基本规定。8.3.2 故障及事故处理的基本原则。8.4 设计参数8.4.1 水轮机参数。8.4.2 调速器和油压装置参数。8.4.3 自动回路参数。8.4.4 辅助设备参数。 以上各项特性在编制现场运行规程时可参照附录A进行。8.5 运行操作 本章应规定水轮机及其辅助设备的启动、运行、停止、检修隔离及检修后恢复等各项操作方法。8.6 运行监视、检查和维护 本章应规定水轮机及其辅助设备的运行监视、检查(包括巡视检查)和定期维护内容，明确主要参数的运行限值。主要参数如附录B所示。8.7 故障和事故处理 本章应规定水轮机及其辅助设备的故障和事故的处理方法。8.8 图纸 现场运行规程中应附有下列图纸：8.8.1 水轮机及其辅助设备系统图。8.8.2 水轮机剖面图。8.8.3 油系统图。8.8.4 水系统图。8.8.5 气系统图。8.8.6 自动回路系统图。附录A(提示的附录)水轮机及其辅助设备的设计参数表 A1 水轮机主要设计参数项 目单 位设计参数备 注型号额定水头Hrm最高水头Hmaxm加全平均水头Hwm最低水头HminM额定功率PrMW最高水头功率PmaxMW最低水头功率PminMW额定流量QrM3/s额定转速nrr/min飞逸转速nrunr/min最大水推力与转动部分重量和GT旋转方向转轮公称直径D1M主轴直径dmsmm转轮叶片数Z1片固定叶片数Zsv片导叶叶片数Z0片叶片关闭时间TbS最高保证效率%导叶关闭时间TgvS吸出高度HsM安装高程ZM表 A2 调速器设计参数项目单位设计参数备注液压部分型号工作压力主配压阀直径主配压阀工作行程电液转换器型号电液转换器工作行程电液转换器相应负载力MpammmmmmkN电气部分型号交流电源电压直流电源电压机组频率信号源电压系统频率信号源电压人工失灵区 的范围调差系数bp值的范围电气开限设定VVVV%表 A3 辅助设备设计参数项 目单 位设计参数备 注油系统压力罐型号工作油压MPa压力罐容积m3回油箱容积m3压 油 泵型号功率kW额定转速r/min工作压力MPa输油量L/s电 动 机型号额定功率kW额定电压V额定电流A额定转速r/min接线方式绝缘等级水系统水泵型号功率kW额定转速r/min流量m3/h扬程m效率%电动机型号额定功率kW额定电压V额定电流A额定转速r/min接线方式绝缘等级气系统储气罐型号工作油压MPa容积m数量个空气压缩机型号功率kW额定转速r/min额定排气量m3/min额定排气压力MPa压缩机转向压缩机台数台电 动 机型号额定功率kW额定电压V额定电流A额定转速r/min接线方式绝缘等级附录B(提示的附录)主要参数的运行限额表 B1 各 部 油 位 mm名 称静止油位运行油位备 注上导轴承油位推力轴承油位水导轴承油位机组压力罐油位机组回油箱油位公用压力罐油位公用回油箱油位