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水轮机运行规程
水轮机运行规程
1.主题内容与适用范围
1.1本规程规定了公司水轮机的运行操作，水轮机安全运行条件、故障及事故处理等有关事项。
1.2本规程适用于公司运行人员和生产管理人员对水轮机的运行管理,也可供有关检修人员参考。
２.引用标准及参考文献
２.1 ＤL/T71０－20１4 《水轮机运行规程》
2.２重庆水轮机厂灯泡贯流式水轮机(GZ990-WP-420）产品技术说明书
2.3重庆水轮机厂灯泡贯流式水轮机（ＧZ９90-WP-４20)维护使用说明书
２.４武汉海特发电设备有限公司水轮发电机组技术说明书
3.水轮机结构说明
3.１本公司水轮机是灯泡贯流转桨式水轮机，装置形式为卧轴灯泡式,其中：#1、2机由武汉海特发电设备有限责任公司制造，转轮型号ＧZ850－WＰ-420;#３机由重庆水轮机厂制造，转轮型号GZ9９0-WP-42０；#4 机重庆水轮机厂制造,转轮型号ＧZ（Ｋ２4２）－ＷP-４20;
3.2 水轮机由下述主要部件组成：转动部分、导水机构、埋入部分、主轴密封、受油器、回复机构及油管路布置、水导轴承、接力器、离心开关、漏油装置等。
3.3 机组的转动部分由两个导轴承支承,发电机转子与水轮机转轮悬挂在导轴承的两端，为双支点双悬臂结构。
3．4 导水机构为圆锥形，16个导叶轴线均匀的布置在与机组轴线呈6０°角的圆锥面上，四台机组均不设固定导叶。
3.5 导叶在整个开度范围内其水力矩具有自关闭趋势，＃3、#4机控制环上连接有6t 重锤,#1、2机控制环上连接有8吨重锤。在调速器主配压阀出现故障时(事故配压阀动作），在导叶自关闭力矩与重锤作用下可自动关闭导叶,以防机组飞逸。
3.６ #１、2机在相间的8个导叶摇臂上装有拉断销装置,#３、4机装设剪断销装置。当导水机构关闭中导叶间夹有异物时,剪（拉)断销将被剪(拉)断,以保护导水机构其它传动部件的安全。
3．7 桨叶接力器装设在转轮体下游侧泄水锥内,采用活塞缸往复运动、活塞固定不动的结构形式。
3.8 主轴水机侧设有检修密封和工作密封,工作密封为添料密封。在二道工作密封间设有一
道检修密封为空气围带密封。
3.９管形座作为机组的主要支撑，发电机设有底部及侧面球面支撑作为辅助支撑。
3.10 机组径向轴承支撑采用球面接触，具有自调心功能，以补偿主轴挠度与旋转的偏心,保证主轴与轴瓦的良好配合。
３.11 机组水导轴承下游设有(CX-805/1160)接触式密封盖,防止主轴漏水进入水导轴承。
3.1２每台机组分别设有轴承高位油箱和轮毂高位油箱。轴承高位油箱能提供轴承油泵故障时的短时用油。轮毂高位油箱的油依靠重力送至受油器恒压腔内,流往转轮体内以保持恒定高于其外部的水压力，以防转轮桨叶密封损坏时流道中的水进入轮毂。
3.１3 #３机转轮室顶部设有２个吸力式真空破坏阀，以防机组紧急关机时，产生重大的反向水推力。真空破坏阀前设有闸阀，真空破坏阀破裂时可将其关闭，以防大量水喷至回油箱室。
４水轮机及设计参数及基本技术条件
4．1 设计参数详见附录Ａ
4．2 基本技术条件
4.2.1 #3、#4机水轮机在
5.1M 至12M水头范围内以1２5r／min在２0～１１0％保证出力范围内安全稳定运行, #1、2机水轮机在5．０M 至11.2Ｍ水头范围内以125ｒ/min在３０～１00%保证出力范围内安全稳定运行。其中，#1、2机桨叶转角在－18°~＋1６°之间,#３机桨叶转角在5°～４0°之间,#4机桨叶转角在1°~3６°之间。
4.2.2 飞逸保证在最大水头１2m、导叶全开,发电机空载无励磁、导叶与桨叶保持协联关系
的情况下，#1、2机飞逸转速≤３42 ｒ/miｎ,＃3、＃4机飞逸转速≤376r/ｍｉｎ。在最大飞逸转速下，水轮发电机组保证安全运行5mｉｎ。
4．2．3 运行稳定性和噪声
4.2.3.1 在4．2．１规定的运行范围内，水轮机径向轴承支架的振动值(双振幅）不得超０.1
０mm, 主轴和导轴承双振幅不超过０.１ｍm,且不发生共振。
４.2.３.２ #3、#4机转轮中心线平面上距转轮轴线外3．1米处，其连续噪声不大于85d ｂ。＃1、2机转轮中心线平面上距转轮室外1m处，其连续噪声不大于 8０db。
5 水轮机运行规定
5．1 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副总经理或生策部批准,变更定值要有正式的定值更改通知单。
5.2 机组应尽量在2．3 条规定的稳定运行范围内运行,并按实际水头及时调整运行工况,避免运行中真空破坏阀动作或振动、噪音超过允许范围。＃1、２机机盘旁装有1套在线监测装置。运行人员在巡视检查时应对机组振、摆数据进行比对,发现数据有异常升高，立即汇报。
５.３汛期泄洪时，当机组负荷小于４MＷ时，一般应将机组停机,其运行最低极限水头为
5m，机组不得在5m 以下的水头下运行。
5．４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0.7m 时，应及时联系停机清渣处理。
5．5 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。当机组发生飞逸运行，停机后应通知检修人员进行全面检查。
5.６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。
5.7 运行中轴承润滑油量及温度应按下表规定：
5.８在负荷不变的情况下,机组轴承瓦温较前小时升高2～3℃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。
5.9 轴承油冷却器的冷却效果可通过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２0m3/h。当油冷却器冷却效果仍不佳时,应待停机时切换油冷却器,并通知检修清洗油冷却器,切换油冷时要注意油路和水路都必须进行切换。
5．１0轴承油冷却水取自本机滤水器，其取水口分别在流道内。在机组大小修期间或临时检修需排空流道水时，应关闭滤水器进出水阀,防止技术供水总管的水倒灌至流道。同时应定期做好技术供水滤水器排污工作。
5.１1 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,应投入回油箱油加热器，保持油温在20℃以上,当加热器无法自动投退,应及时通知检修人员检查加热器控制回路。
5.12 轴承高位油箱油量满足在油泵故障时继续安全运行10min 和机组停机过程所需的润滑油量。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。
5.13 机组运行中主轴密封漏水量应不大于20Ｌ／min,主轴密封供水的压力保持在0.2～0.５MＰa 之间，但切忌滴水不漏，以免烧损密封填料。
5.14 当机组发生高转速加闸停机,停机后应对风闸进行检查。
5.1５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维护工作。
６水轮机运行操作
6.１开机操作
6.1.1 机组开机前应检查：
6．1.1．1 无妨碍机组正常运行的工作中的工作票；
6.1.1．2 无任何事故信号；
６.１.1.3 调速系统、轴承油系统、技术供水系统、制动系统及发电机冷却系统均正常；6．1.1.4 各保护、信号及自动装置均正确投入。
６.1．2 机组的启动可用自动和手动方式,正常开机以自动方式为主。
6.１.3 机组自动开机的条件；
6.1.３.1 机组无机电事故;
６.1.3.２灭磁开关已合闸；
6.１.3.３发电机出口开关已分闸；
6.1.3.４制动器在投入位置;
６.1．3．５调速器在自动位置；
6.1．３.６机组转速＜5%nｅ。
6.１.4 机组自动开机条件具备后,机旁开机条件满足光字牌亮,上位机下达开机令,机组将按程序自动开机。
6.1.5 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,在得到允许开机答复后，方可进行。
6.１.6 机组开机过程中,值班人员应监视高顶、润滑油泵、调速器等自动动作正常,自动动作不良时应手动帮助。
6.1.7 手动方式开机，机组开起后，应检查各系统工作稳定、起励正常后,方可通知中控室进行并列操作。
6.1.8 手动开机在下列情况使用：
6．１.8.1 检修后第一次开机；
６.１.８.2 调速器自动方式不能运行或可编程故障；
6.１．８.３机组试验需要。
6．１.9 手动开机操作步骤:
6．1.9.1 检查机组各系统正常,开机条件满足;
6.1.9.2 退刹车、围带气，投入主轴密封水;
6.1.9.3 投高顶和启动轴承泵等各辅助设备；
６.1.9.4 轴承油流量正常后，手动操作调速器开机;
6.1.9.5 机组并网后，退出高顶。
6.1.10 机组手自动开机前,均应记录机组各部温度,开机带负荷后应对机组进行全面检查。６．１.10.１停机操作
6.1.10.２机组停机前应检查制动系统正常，正常停机采用自动方式。停机时应先减去有功、无功负荷，再与系统解列后进行。
6.2．2 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。
6.2．3 导叶关至零后,应监视制动系统工作情况,当自动刹车失灵时，应改为手动刹车。正常停机采用机械制动方式,当机组转速降至35%nｅ时,输给制动器0．7mpa 的压缩空气,使机组连续制动。
6.２.４停机过程中遇剪断销剪断，使机组无法正常停下时，应关回导叶机械开限，手动刹车停机。若机组仍无法停下,应复归停机回路,将机组开至空载，通知检修人员落进水门停机并更换剪断销。
６.２.５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围带是否充气。
６．2.６手动停机操作步骤：
6.２.6.1 降机组的有功、无功为零;
6.２.6.2 发电机与系统解列;
6.2.6.3 发电机手动灭磁;
6.2.6.4 投入高顶;
6.2.6.5 直接关导叶至零；
6.2.6.6 转速至35％nｅ时手动刹车；
６．2．6.7 转速至零后，退出高顶和各辅助设备，关轴承主供油阀;
6.２.6．８退密封水，投围带气。
6．３机组转检修操作
6.3.1 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。
6．3.2 机组停役检修和试验的时间计算,是从设备退出备用开始到设备重新并网运行或恢复备用时止。断开设备和投入运行所进行的一切操作时间和水机启动时间，以及检修前后的试验工作,都包括在停役检修时间内。
6．3.3 水轮机大修应做如下安全措施：
6.３．3．１机组停机，落进尾水闸门;
6.3.３.2 排流道、尾水管水；
6．3.3.3 退出机组所有辅助设备,隔离电源;
６．3.３.４压油罐释压,各油箱、油槽及轮毂排油；
6．3．３.5 关闭技术供水阀、联络阀、关闭主轴密封供水阀;
6.3．3.６关闭刹车、复位及围带供气阀；
6.3．３.7 解除机组LCU、调速器、测温系统等电源；
6.3.3．8 冷却套水排空。
6.3.４部分水轮机的工作，需要关闭主油阀时，应做好机组防转措施,若不落进水口闸门，必须征得生策部同意。短时进入发电机内部工作（如风闸接点检查、定子铁芯松动检查等），可不落进水口闸门,但必须征得生策部同意方可进行；若进入发电机内部时间较长的工作,则应落进水口闸门。
6.3.5 水轮机的受油器转检修操作过程中，可根据转轮桨叶密封情况决定是否需落进尾水检修门、排水处理，若不落门排水,应征得生技部的批准。为防止受油器内部窜油量过大,其内部压力骤增而造成回复座破裂，执行安全措施必须按以下步骤的先后次序执行:
6.3.5．1 关桨叶操作油阀＊132、＊1３3；
６.３.５.2 关轮毂进油阀*129；
６.3．5.3 开受油器排油阀*12５。
6.3.６检修工作期间,若需进行部分设备的试运行，应将该工作面的工作票收回, 与工作负责人检查该设备具备试运行条件，工作人员退出,并征得相关工作面负责人同意后,方可拆除安全措施，进行试运行。试验结束后，值班员应将设备恢复至原来的检修状态。
6.4 机组恢复备用的操作
6.４.1 水轮机大、小修后，经生策部作出准备启动决定后，当班值班员应完成下列工作：6.4.1.１收回所有检修工作票,全体工作人员撤离工作地点；
6.4.１.2 检查水轮机各部分及周围(包括所有工作场地)应清洁整齐；
６.4.1.3 检查各油箱、油槽油已加至正常油位,轮毂充油，压油罐建压;
６．4.1.4 发电机转入热备用状态;
6.4.１.５拆除工作票上所有安全措施（运行负责部份)。
6.4.1.６冷却套充满水；
6．４.２在完成以上工作后,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,导叶开限关至零。
6.4.3 具备上述条件后,进行充水操作
6．4.3．1 检查灯泡头流道排水阀×２1６及回油箱室尾水排水阀×217 确已关闭；
6.４.3.2 提尾水闸门充水门向尾水管充水，检查各部分有否漏水;
6.4.3.3 各部分正常，且尾水门内外水压平衡时提起尾水门；
6.4.３.４提进水闸门充水门向流道充水,检查灯泡头及压力盖板等处是否漏水；
6.4．3．5 各部无漏水且水压平衡时提起进水门。
6.4．４在机组大修期间，需对尾水进行充水检查时,必须征得生策部同意;但提进水口检修门对前流道充水时，调速器必须恢复到热备用状态。
６.5 机组检修后的试验
６．5.1 机组检修后的试验，应由生策部事先拟好启动方案和试验程序，并在生策、安监、运行、检修等有关人员在场时进行。
6.5.２机组检修后的首次启动应以电手动方式开机，并由检修人员在灯泡头、内筒体等各部位监听声音和测量振动。
6.5.３若机组轴承进行过检修处理，则开机后应监视瓦温变化情况,并在开机后一小时内１5ｍin 记录一次瓦温，一小时后30ｍin 记录一次瓦温,待瓦温稳定后方能进行其它试验。６.5.4 检修后的机组做并网甩负荷试验,第一次并入系统带负荷后,应进行一次全面检查。
6.5．5 大修后的机组必须经24 小时试运行的考验,小修后的机组试运行时间应根据小修内容决定，但最少必须经2 小时以上试运行考验。检修机组试运行正常，应汇报有关领导,经批准再向地调值班员提出将机组交予系统，并注销检修申请和所有检修工作票。
７水轮机维护与检查
7．1 运行中的机组应时时监视各轴承温度、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。
７.2 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领,应每隔48 小时投入轴承油泵运行2０分钟，投入高顶泵运行5 分钟。为防止主轴密封水管路干涸,也应打开主轴密封备用水阀通水5分钟。
7.3 水轮机各部分的巡回检查项目:
7.３.1 机旁盘检查项目:
7.3.１.１测温装置工作正常，机组轴承瓦温、油温、发电机风温及定子温度均在允许值范围;
7.3．１．２制动系统各阀门在正确位置,阀门及管路无漏气;
7.３.１.3 光字牌是否点亮;
7．3.1.4 机旁盘指示机组无功、电压等各参数在正常范围；
７.3.1.5 机组ＬCU现地柜内ＰＬC各指示灯正确指示,各继电器外壳良好,接点无烧毛。7.3．２辅助运行层设备检查项目:
７．3.2．1 轴承油系统控制柜各辅设状态灯与机组状态对应，各控制把手在正确位置，无故障信号,控制柜和动力柜内各接触器、热继电器、熔断器、电缆引线等电气设备运行良好；
7.3.2.２机组运行中轴承主供油阀开启，围带无充气，停机时相反。各阀门及管接头无漏油、漏气；
７.3.2.３机组运行中主轴密封水压在０.2～0.5MPａ间，密封供水及技术供水各阀门在正确位置，技术供水滤网前后压差在允许范围,各部无漏水现象;
7.3.2．4 冷却系统各冷却风机、空冷泵状态与机组状态相对应,各状态灯指示正确，控制把手位置正确,无故障信号,各电气设备运行良好。
7．3．2．５压力盖板无积水，空冷泵运行正常,电机及轴承无严重发热,各进出水阀门位置正确不漏水,备用泵逆止阀动作良好,电机不反转。
７．3．3 内筒体检查项目:
７.3.3．１运行中机组振动正常,无异音；
7．3.3．２离心开关位置正确、无漏油，组合轴承座无漏油;
7.3．3.3 各轴承油流量开关工作正常，轴承油各阀门及管路无漏油;
7.3．3．4 水导轴承无甩油,主轴密封漏水量正常;
7.3．3.5 各部件连接螺丝无松动。
7.３.4 回油箱层检查项目：
7．３.４.1 排水沟畅通,水中无油和其它杂物;
７.3.４.2 导叶室、转轮室及伸缩节无漏水；
7.３.4.３回油箱、漏油箱油位在正常范围，漏油泵启动时工作正常；
7.３．4.4 导叶剪断销无剪断;
7.３．4.5 机组运行中振动声正常,无金属撞击声和其他不均匀响声，轴承泵工作正常,压力在正常范围,另一台泵不反转;
７.3.4．6 油冷却器油路、水路对应,进出水有温差；
7.3.4．7 轴承油现地控制柜内各端子接触良好,无发热烧焦现象；
7.３.4．8 轴承油、高顶压力变送器显示正确,接线良好;
7．３.４.9 各系统阀门位置正确，阀门及管路无漏油、漏水现象；
7.3.4.10 高压顶油系统正常。
７.3．5 轮毂、轴承高位油箱室检查项目:
7.３.5.１油箱油位保持在溢流状态，溢流管畅通；
7.3.５.２各阀门位置正确,阀门及管接头不漏油；
7.３．5.3 油位计能正确反映油位,油位计无破损漏油；
７．3.5.4 油箱油位保护传感器及其引线完好，位置正确。
7.3.５.５油箱顶部呼吸器无堵塞。
８水轮机故障处理
8.１当机组发生故障时，中控语音报警，上位机简报窗口对应故障动作显示红色，同时“光字”灯亮，点击进入查看对应故障光字牌亮,机旁有相应的信号继电器动作，值班人员应立即查明原因并及时处理。
8.２压油系统故障、压油泵电源失电的处理
８．2．1 压油系统故障的原因有:
８．２.1.1 备用泵投入;
8.2.1.2 压油装置控制电源故障；
8.2．2 若为备用泵投入,应检查主用泵不启动的原因,如：把手位置是否正确，动力电源是否正常，热元件是否动作，ＰLＣ电源是否中断等。
8．２.3 若为压油罐油位异常，应根据其压力情况进行补气或排气处理，使油面保持在正常范围。
8．2.4 若为集油槽油位异常,应立即通知检修处理。
８.2.5 压油泵电源失电应检查控制柜内各空气开关是否跳闸，或供给主用控制电源的泵的动力电源是否消失。
８.３风机、冷却水系统故障，冷却电源失电处理
8．３.1 风机、冷却水系统故障的原因有
８.3．1.１冷却风机故障；
8.3.1．２冷却水系统故障；
８．3．2 若为冷却风机故障：应查明风机停运的原因，如电源是否正常,热元件是否动作等，若无异常可将其投“现地”启动,并复归信号。
8.3.３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,应检查其电气部分无异常后，投“现地”试启动,正常后复归信号。
8.３．4 若为膨胀水箱水位异常，应加水至正常水位。
８.３．5 冷却电源失电应检查控制柜内空气开关是否跳闸，供给主用控制电源的空冷泵的动力电源是否消失。
8.4 高压顶起故障处理
8．4．1 高压顶起故障的原因有:
8.4．1.１高顶压力过高;
8.４.１.2 高顶失败。
8.4.2 若为高顶压力过高信号，应查高顶泵是否已停止，若已停,可切除该台高顶泵，断合轴承油控制电源空气开关Q7 后投“备用”高顶泵运行,并通知检修维护人员检查压力过高的原因。
８．4.3 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,若两台泵均已启动,则应查泵无法建压的原因或二次保护是否正常。
8.5 轴承润滑油系统故障、轴承润滑油失电处理
８.5.１轴承润滑油系统故障的原因有：
8.5.1.1 轴承备用泵启动；
8.5.1.2 轴承回油箱油位异常;
8.５.1．3 漏油箱油位过高。
8.5．2 若为轴承备用泵启动,应检查其启动原因并处理:
8.5.2．１若两台轴承泵同时运行，压力超过0．6Mpa，应复归备用泵启动信号(轴承备用泵启动信号的复归方法:拔出轴承油系统控制柜内轴承备用泵启动压板XB1,察看备用泵确已停止,复归轴承备用泵启动的信号继电器，插回轴承备用泵启动压板XＢ1)。若备用泵启动信号无法复归,暂时保持两台泵运行，有停机机会通知检修处理；
８.5．2.２若为“主用”泵自动停止,应检查其控制及动力电源回路有无异常,电机绝缘是否正常等，及时排除故障,恢复“主用”泵的运行方式。
8.5.2.３将轴承备用泵的启动情况,如:启动前后的轴承油压等，在值班记录中详细记录，
并填写缺陷处理通知单。
8.５.3 若为轴承回油箱油位异常信号，根据上位机轴承回油箱液位变送器的指示,检查油位是升高还是降低，并与历史数据进行比对若油位有异常升高,应通知检修取油样进行检查,若油位降低,应检查是否存在漏油,并通知检修人员检查是否存在隐性漏油和油箱实际油位,判断是否变送器故障引起，并监视轴承油系统运行是否正常。
8.5．4 若为漏油箱油位过高信号,应立即至回油箱室查看是否油位过高及泵是否启动，未启动则手动启动，并在适当油位将泵切除。若泵在启动则应检查其相关阀门状态是否正确，管路是否畅通或漏油是否很大。
8.５.5 轴承油系统电源失电应检查控制柜内各空气开关是否跳闸,或供给主用控制电源的泵的动力电源是否消失，应及时设法恢复，并通知检修人员,若机组运行中，轴承油系统全部失电无法恢复时,应及时倒换机组运行。
8.6 轴承油流量低故障处理
8.６．1 轴承油流量低故障原因：
8．6.1．1 各轴承油滤网堵塞；
8.6．1.2 轴承油压力偏低，导致流量不足;
8.6．1.3 二次接线故障；
８.6.２处理：检查轴承油系统统压力是否正常,投入轴承备用泵运行,检查信号能否消失;并通知检修检查各轴承油流量大小。同时注意监视各轴承瓦温情况,若出现异常升高,应立即启动高顶泵运行,并联系地调停机。
8.7 密封装置故障处理
8.7.1 若机组运行中，应检查主轴密封水压是否正常（正常压力在0.3~０.4MPa),不正常则进行调整。
８.7.2 若机组在停机状态,则检查围带气压是否正常,电磁阀是否动作，阀门位置是否正确。
8.8 机组轴承瓦温升高故障处理：将电阻型温度计显示数值与巡检温度比较，判断是否确实瓦温升高，并密切监视其变化情况,若温度均匀地继续上升,应视情迅速投入高顶并联系地调停机,通知检修维护人员检查。若温度稳定在一定值，应检查是否工况不佳引起及轴承油冷却水是否正常，同时亦应通知检修维护人员检查温度的真实情况和温度计是否正常。
8.9 机组剪断销剪断故障处理：检查是哪一个剪断销剪断,并通知检修人员处理。若需停机处理应监视其能否正常停下，否则应将机组开至空转再进行相应处理。
８.10 发电机冷热风温度升高处理：若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。若热风温度异常升高，应检查风机是否停运。若冷热风温差正常,冷却系统工作正常,应视定子温度适当调整发电机负荷。
8.11 转速信号装置故障处理:检查转速信号装置有无指示，指示的转速是否正常,若不正常检查转速信号装置电源是否正常，检查调速器TV 二次空气开关是否正常。
８．１2 温度巡检仪故障处理:检查温度巡检仪是否能正常巡检,若不能巡检或上位机无法接
收到数据信号,可断合一次测温电源，若仍不正常,通知检修人员处理。
9 水轮机事故处理
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,当自动停机动作不良时应手动帮助。
９.1.2 维持正常设备及厂用电的连续安全运行，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对停机后的事故机组进行全面检查,将发生的情况和经过向调度及领导汇报。
9.2 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。
9.3 机组事故保护有以下几种：
9．３．1 轴承瓦温过高；
9.3.2 轴承油流量过低；
9.3.3 轴承高位油箱油位过低;
９.3.4 压油系统低油压事故；
9.3.５机组过速(140%nｅ、160%ｎe）；
9．3．６停机时剪断销剪断；
9．4 机组运行中遇下列情况之一时，应按紧急停机按钮停机:
9.4．1 确认发电机着火或冒烟时；
9．4．２空冷器大量漏水,受油器大量漏油而威胁定子安全时；
9．４.3 灯泡体内大量漏水时;
9.4.4 机组瓦温迅速上升时;
９．4.5 励磁功率柜、灭磁开关柜等冒烟时;
９．4.6 机组转动部分发出持续明显金属撞击声时;
9.4.7 发生其它严重威胁设备和人身安全的现象时。
９.５轴承瓦温过高事故
9．5.1 现象：中控上位机语音报警:“＃×发电机组水导(发导／正推/反推)瓦温过高”;同时, 上位机简报窗口对应事故动作显示红色,同时“光字”灯亮，点击进入查看对应事故光字牌亮亮，机组负荷甩至零，出口开关及灭磁开关跳闸，机组停机。机旁盘有“机组事故”光字牌亮。
9.5.2 处理：
９.5．２．１监视机组停机刹车，记录轴承瓦温(包括巡检温度);
9.5．2.2 根据启动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, 亦可通过该轴承外壳温度进行辅助判断;
９．5．2.3 通知检修维护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；９．5.2.4 有备用机组时应联系地调开启备用机组;
9.5.2.5 若判断为表计误动，可复归事故信号，开机空转试运行一至两小时，正常后并入系统运行。若确为烧瓦事故，应做好机组防转措施。
9．６轴承油流量过低事故
9.6.1 现象:中控上位机语音报警：“#×发电机组水导(发导/正推/反推)流量过低”;同时, 上位机简报窗口对应事故动作显示红色,且“光字”灯亮,点击进入查看“发电机发导(水导/正推/反推）流量过低”光字牌亮,机组负荷甩至零，出口开关及灭磁开关跳闸，机组停机。机旁盘有“机组事故”光字牌亮。
９.6.2 处理：
9．6．2.１监视机组停机刹车，并注意高顶泵是否投入，同时检查各轴承温度情况;
９.6.2.2 若为轴承油低压、中断信号，则手动投入轴承油泵,检查其油压及各轴承流量，不正常则通知检修维护人员进行调整。
9.６．2.３若油压、流量均正常,则应检查保护是否误动,整定值是否正确,是否油泵自动停止引起，以及备用泵能否正常启动等;
9.6．２.4 各方面均正常后，可开机试运行,正常后将机组并入系统。
９.7 轴承高位油箱油位过低事故
9.７.１现象:中控上位机语音报警:“#×发电机组轴承高位油箱油位过低”；上位机简报窗口对应事故动作显示红色,同时“光字”灯亮,点击进入查看“发电机轴承高位油箱油位过低”光字牌亮,机组负荷甩至零,出口开关及灭磁开关跳闸，机组停机。机旁盘有“机组事故”光字牌亮。
9．７.２处理:
9.7.2.１监视机组停机刹车，并注意高顶泵是否投入,同时检查各轴承温度情况；９．７.2.2 查轴承高位油箱有无漏油现象，若无应通知维护人员调整轴承油量,使高位油箱在一台泵运行时能保持溢流状态；
9.7.２．3 检查轴承油管路是否存在漏油现象，阀门位置是否正常正确,特别是轴承高位油箱排油阀是否被误开。
9.7.2.4 若为保护误动,经处理,查明各方面均正常后，可开机试运行,正常后将机组并入系统。
９.７.２.5 检查油箱呼吸器有否堵塞，如有及时清除。
９．８压油系统低油压事故
9.8．1 现象：中控上位机语音报警:“＃×发电机组事故低油压”；上位机简报窗口对应事故动作显示红色,同时“光字”灯亮,点击进入查看“压油事故低油压”光字牌亮，机组负荷甩至零,出口开关及灭磁开关跳闸，机组停机。机旁盘有“机组事故”光字牌亮。
9.8．2 处理:
9.8．2.1 监视机组停机刹车,自动动作不良时手动帮助；
9．８．２.2 检查压油装置油压、油位、设法保持压油罐油面，否则关闭主油阀；
9.8.2.3 若两台油泵都在运行,应检查调速系统管路是否破裂跑油或压油系统大量串油。两台油泵打油而压力上不去时亦应关闭主油阀;
9.８．2.４若两台泵均未启动,应手动启动恢复油压,并通知检修检查压油泵自动不启动原因。若压油罐压力正常，则应检查保护是否误动;
９.8.2.5 故障排除后,恢复压油装置正常运行。
9.9 机组过速事故
９.9．1 现象：中控上位机语音报警:“＃×发电机组14０%(160％）nｅ过速”；上位机简报窗口对应事故动作显示红色，同时“光字”灯亮,点击进入查看“发电机组14０%(16０％)ｎe 过速”光字牌亮，机组负荷甩至零,出口开关及灭磁开关跳闸，机组停机。机旁盘有“机组事故”光字牌亮。
9.9．2 处理：
9.9.2．1 监视机组停机刹车,自动动作不良时手动帮助；
9.9．2.２若机组并网运行中过速动作，则应通知检修维护人员检查转速信号装置是否正常; ９.９.2．3 保护动作事故配压阀用重锤停机,应监视机组能否停下，若停不下来，应复归事故配压阀后，用调速器关导叶停机，并通知检修检查转速达140%（１６０％)的原因；9.9.2.４若为160%ne 过速，应检查离心开关的动作情况，
9.9.2.5 机组过速后应对转动部分进行检查，检查无异常及调速器等均正常后可恢复机组运行。
9．10 停机时剪断销剪断
9.1０.1 现象：停机时，中控上位机语音报警:“＃×发电机组剪断销断”;上位机简报窗口对应事故动作显示红色,同时“光字”灯亮，点击进入查看“发电机组剪断销断”光字牌亮，事故配压阀动作重锤停机。
9.1０．2 处理：
9.10．2.1 立即监视机组停机情况,高顶是否确已投入。若机组能正常停下,则停机后应手动投入刹车,以防机组自转,复归事故配压阀并检查是否确有剪断销剪断，若有则通知检修更换。未发现剪断销剪断则通知电气检修维护人员检查剪断销信号回路是否正常;
9.10.2.2 若机组停不下来，应切除机组LCＵ直流电源,复归事故信号和事故配压阀后，用调速器关导叶,手动刹车停机,并在复归事故配压阀后及时投入机组ＬCＵ直流电源；９.10.２.3 若用调速器仍无法使机组停下，应撤除制动,复位风闸,将机组开至空载,并监视机组运行工况;
9．10.２.4 通知检修更换剪断销，必要时可联系地调将机组并网,调整导叶开度以便于更换剪断销；
9．10．2.5 若一时无法更换，或需将导叶关至空载以下才能更换，则应通知检修落进水口闸门，落闸门后停机刹车，停机后再进行更换。
附录
水轮机主要设计参数
表1 Q/105 班多水电站技术标准 Q/BD 101—2010 水轮机检修维护规程 2010年07月01日发布2010年09月01日实施
目次 前言............................................................................... II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 概述 (1) 4 技术规范 (1) 5 维护管理 (4) 6 检修管理 (4) 7 故障分析及处理 (11) 8 备品备件 (11)
前言 本规程制定的目的是为了班多水电站机组投产后能够做好设备的运行维护工作，保证机组安全稳定的运行。 本规程根据DL/T 600─2001《电力行业标准编写基本规定》和DL/T 800─2001《电力企业标准编制规则》的规定编写，在本规程的编写过程中对DL/T817—2002《立式水轮发电机检修技术规程》、GB/T7894—2001《水轮发电机基本技术条件》、GB/8564—1988《水轮发电机安装技术规范》、DL/T838—2003《发电企业设备检修导则》、等标准中的有关内容进行了引用。参考了ZZ—LH—660水轮机设计说明书、现场安装作业指导书。 本规程由班多水电站安全监督与生产技术部提出，在试行过程中发现有待改进的内容，及时提出，补充完善。 本规程归口单位：班多水电站安全监督与生产技术部 本规程起草单位：龙羊峡发电分公司 本规程起草人：刘青 本规程初审人：韩毅柳克圣刘民生杨冬张伟华 本规程审核人：张华周国亭 本规程批准人：王怀宾 本规程于 2010年07月01日首次发布， 2010年09月01日实施 本规程由班多水电站安全监督与生产技术部负责解释
三溪电站发电机运行规程 一发电机运行规程 1发电机技术规范 (3) 2发电机的正常运行方式 (4) 2.1基本规定 (4) 2.2 额定情况下的运行方式 .................................... 2.3参数变动时的运行方式..................................... 3发电机组正常运行的操作、监视和维护......................... 3.1检修前后的停、复役操作....................................... 3.2发电机的开、停机操作 (5) 3.3发电机并列和加负荷操作 (7) 3.4发电机运行中的监视和检查维护 (7) 3.5发电机绝缘电阻值及测量规定 (7) 4发电机组异常运行和事故处理 (8) 4.1基本规定 (8) 4.2发电机异常运行和处理 (8) 4.3发电机的事故处理发电机技术规范 10 1. 型号 SFW5000-6/1730 冷却方式密闭自循环空气冷却额定功率 5000KW 额定容量6250KVA 额定电压 (U) 6.3kV 额定功率因数 0.8( 滞后) N 额定励磁电压 (U) 76V 额定电流 (I) 573A fNN 额定励磁电流 (I) 403A 额定频率 50HZ fN 相数 3 额定转速 1000r/min
-1- 定子绕组接法 Y 飞逸转速 1673r/min 绝缘等级 F 级励磁方式可控硅自并励2效率n 97%飞轮力矩5.7tm 旋转方向从发电机端向水轮机看为顺时针方向 制造厂南平电机厂 2.发电机的正常运行方式 2.1.基本规定 2.1.1. 1#、2#机组均属宁德地调管辖，凡机组状态改变，正常启停和大负荷改变等操作均应得到调度员的许可。 2.1.1.发电机不作调相运行。 2.1. 3. 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。 2.1.4. 在满足电网要求下，水轮机应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。 2.1.5. 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，随时能立即起动，如 需进行缺陷处理应事先向地调报告。当发电机长期处于备用状态时，应采取适当的措施防止线圈受潮，并保持线圈温度在0?以上。 2.1.6. 在枯水期间，两台机应轮换运行，防止某一台机组因长时间停机引起绝缘受潮或自 动控制部分异常，或某一台机组长期投运造成提前老化。 2.1.7. 运行和备用中的发电机其励磁调节器正常情况下必须处于自动位置，强励及强励限制必须投入。
水轮机运行常见故障及处理 发布日期：2010-6-12 16:49:37 (阅478次) 所属频道: 水力发电关键词: 水轮机 （一）、机组过速 机组带负荷运行中突然甩负荷时，由于导叶不能瞬时关闭，在导叶关闭的过程中水轮机的转速就可能增高20%~40%，甚至更高。当机组转速升高至某一定值（其整定值由机组的转动惯量而定，一般整定为140%额定转速）以上，则机组出现过速事故。由于转速的升高，机组转动部分离心力急剧增大，引起机组摆度与振动显著增大，甚至造成转动部分与固定部分的碰撞。所以应防止机组过速。 为了防止机组发生过速事故，目前多数电站是设置过速限制器、事故电磁阀或事故油泵，并装设水轮机主阀或快速闸门。这些装置都通过机组事故保护回路自动控制。 1．机组发生过速时的现象有 1）机组噪音明显增大。 2）发电机的负荷表指示为零，电压表指示升高（过电压保护可能动作）。 3）“水力机械事故”光字牌亮，过速保护动作，出现事故停机现象。 4）过速限制器动作，水轮机主阀（或快速闸门）全开位置红灯熄灭（即正在关闭过程）。若过速保护采用事故油泵，则事故油泵起动泵油，关闭导水叶。2．机组过速时的处理 1）通过现象判明机组已过速时，应监视过速保护装置能否正常动作，若过速保护拒动或动作不正常，应手动紧急停机，同时关闭水轮机主阀（或快速闸门）。 2）若在紧急停机过程中，因剪断销剪断或主配压阀卡住等引起机组过速，此时即使转速尚未达到过速保护动作的整定值，都应手动操作过速保护装置，使导水叶及主阀迅速关闭。对于没有设置水轮机主阀的机组，则应尽快关闭机组前的进水口闸门。 （二）、机组的轴承事故 1．巴氏合金轴承的温度升高 一般机组的推力、上导、下导等轴承和水轮机导轴承都采用巴氏合金轴承，故利用稀油进行润滑和冷却。当它们中的任一轴承温度升高至事故温度时，则轴承温度过高事故保护动作，进行紧急停机，以免烧坏轴瓦。 当轴承温度高于整定值时，机旁盘“水力机械事故”光字牌亮，轴承温度过高信号继电器掉牌，事故轴承的膨胀型温度计的黑针与红针重合或超过红针。在此以前，可能已出现过轴承温度升高的故障信号；或者可能出现过冷却水中断及冷却水压力降低、轴承油位降低等信号。 当发生以上现象时，首先应对测量仪表的指示进行校核与分析。例如将膨胀型温度计与电阻型温度计两者的读数进行核对，将轴承温度与轴承油温进行比较鉴别。并察看轴承油面和冷却水。若证明轴承温度并未升高，确属保护误动作，则可复归事故停机回路，启动机组空转，待进一步检查落实无问题后，便可并网发电。当确认轴承温度过高时，就必须查明实际原因，进行正确处理。 有许多因素可以导致巴氏合金轴承温度升高，一般常见的原因及处理办法如下：
第一章设备基本参数
第四节冷却水 冷却器压力(Mpa)用水量(L/min)
第五节顶转子时间规定 第七节转速限额 第1条水轮发电机组是全厂最重要的机电设备，为确保机组的全安经济运行和人身安全，运行和有关人员必须严格遵守本规程。发现有人违反本规程，运行人员有权加以制止。 第2条机组开机、停机、蝶阀开启与关闭操作，必须经值长许可。 第3条蜗壳充水前，机组必须处于下列状态： 1、蜗壳、尾水管进人孔关闭； 2、蜗壳排水阀关闭； 3、调速系统正常、油压正常；
4、导叶全关、接力器锁锭投入。 第4条事故停机后，必须查明事故原因，消除故障，并手动复归事故停机回路，否则不允许开机，必须开机应经生产厂长批准。 第5条机组主要保护和自动装置必须投入，整定值不得任意变动，必须解除或变更定值时，须经生产厂长批准。 第6条调速器接力器排油或关闭调速器总供油阀1136的时间超过4小时，恢复前需做接力器全行程试验，试验应严格按典型操作票进行。 第7条一次。 第8条机组因故发生低转速加闸或惰性停机，开机前需顶转子在机组操作或试验过程中，如发生异常情况，应立即停 止操作或试验，并及时向值长汇报。 第9条机组转动部分或蜗壳、尾水管内有人工作，应做好防蝶阀开启及导叶动作的防转动安全措施。 第10条须向发令人汇报。 第11条操作、巡回检查、定期工作、事故处理等工作完毕后必油、水、气系统检修后，应做相应的充油、充水、充气 试验，检查油、水、气系统完好。 第12条机组发生严重冲击或全甩负荷等异常工况时，应检查发电机有无异常，并测量一次水导摆度。 第13条水轮机一般应调整到最佳工作状况运行，避免在振动区运行，以免发生严重汽蚀和振动。 第14条 全面检查。 当机组发生高转速加闸停机后，应对风闸、制动块进行第15条机组不允许在额定转速50%以下长时间运行。第 16条调速器遇下列情况之一者应切“手动控制”运行：1、 自动控制回路发生故障时； 2、测频电压互感器及回路发生故障时；
四川三岔沟水电开发有限公司 四川三岔沟水电厂企业标准 QB Q/SCGJS-YG-2013 卡子水电站 运行规程 2013-08-01发布 2013-09-01实施
四川三岔沟水电开发有限公司 卡子水电站运行规程 审批： 审核： 编制： 四川三岔沟水电厂 二零一三年七月一日
四川三岔沟水电开发有限公司三岔沟水力发电厂水轮机运行规程 一、水轮机运行规程 1适用范围 本标准规定了卡子水电站水轮机主要技术参数、运行要求、运行安全、水轮机运行操作、水轮机监视及巡回检查、水轮机运行维护、水轮机故障及事故处理等。 本标准适用于卡子水电站运行人员和生产管理人员对水轮机的运行管理，也可供有关检修、维护人员参考。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 8564-2003 《水轮发电机组安装技术规范》 GB/T 15468-2006 《水轮机基本技术条件》 GB/T 10969 《水轮机通流部件技术条件》 3定义和术语 3.1机组运行状态 指水轮发电机组在停机、空转、空载、并网发电运行时的状态。 3.2机组停机态 指水轮发电机组转速为零，喷针全关，发电机出口断路器在分闸状态的运行状态。 3.3机组空转态 指水轮发电机组达额定转速运行，转子励磁未投入，定子无电压，发电机出口断路器在分闸状态的运行状态。 3.4机组空载态 指水轮发电机组达额定转速运行，转子励磁投入，定子达额定电压，发电机出口断路器在分闸状态的运行状态。 3.5机组发电态 指水轮发电机组达额定转速运行，转子励磁投入，定子达额定电压，发电机出口断路器在合闸状态，发出有功功率和无功功率的运行状态。 3.6毛水头 上、下游水位差值称为水力发电厂的毛水头。 3.7工作水头 水轮机做功的有效水头，等于水轮机进口断面和出口断面的单位能量差（米）。 3.8设计流量 在设计水头和额定转速下，水轮机发出额定出力时通过的流量（立方米/秒）。 3.9转速
水轮机安装工安全操作规程 1.水轮机安装人员除遵守本规定外,应遵守《水利水电工程金属结构与机电设备安装安全技术规程》有关规定。 2.工作前应检查所用工具是否完好,牢固,不得使用不坚实的工具。 3.使用汽油,煤油,酒精等易燃品时,应戴口罩,严禁在现场吸烟和用火,清扫现场应配备灭火器。 4.进入转轮体内,轴孔内及轴承油箱内用汽油或香蕉水清扫时,应有通风措施和多人轮流工作,连续工作时间不宜过长,并应有专人监护。 5.沾有油脂的棉纱,抹布等应放在带盖的铁桶内,并及时处理。 6.吊装设备时,其上不得站人,其下不得有人工作或停留。设备就位稳固后,方可在其上进行工作。 7.部件在吊装过程中严禁清扫安装面,清扫应在设备停稳后方可进行。 8.分瓣部件组合,设备吊装就位时,不准将头和手脚等身体部位伸入组合(接合)面。 9.搬运和穿螺栓时应戴手套。 10.用大锤紧固螺栓时,不得戴手套,打大锤时手应靠紧,锤击应准确,大锤甩落方向不准站人。多人配合作业时,分工应明确,指挥应统一。 11.用液压拉伸工具紧固组合螺栓时,操作人员应站在安全位置,严禁头手(脚)伸到拉伸器上(下)方。油压未降到零不得拆运拉伸器。
12.用试压泵作耐压试验应遵守如下规定： 12.1 试压前,应检查试压泵和管路完好,接头和法兰联接牢固； 12.2 耐压试压时,应使用经校验合格的压力表。升压应分级缓慢进行,停泵稳压后,方可进行设备各部密封情况检查。试压时,操作人员不得站在阀门法兰,接头的对面,非操作人员不得在上述位置停留。如需修理时,应降压到零,排油(水)后进行； 12.3 试压完毕,应将压力降到零,待油(水)排尽后,方可拆卸试压设备和管路； 12.4 耐压试验场地应保持整洁。 13.进入钢管,蜗壳,转轮室和尾水管等危险部位时,应有两人以上,并有足够照明并备带手电筒。 14.机组充水前,必须确认流道内人员与设备,工具全部撤离后,才准封闭进人门(孔)。 15.机组试运行期间,检修作业应按运行规定办理工作票。
水轮机进水液控蝶阀运行规程 目录 11．1液控蝶阀主要技术参数 (70) 11．2液控蝶阀工作原理简介 (70) 11．3液控蝶阀阀门控制方式 (70) 11. 4液压系统组成及参数 (71) 11．5液压系统工作压力范围 (71) 11. 6液压系统工作原理 (71) 11．7常见故障及排除方法 (71) 11．8液压系统的运行维护及注意事项 (72) 11．9运行中的要求及注意事项 (72) 11．10水轮机过流部件检查，进水蝶阀部分做安全措施 (73) 11. 11水轮机蜗壳充水开液控蝶阀操作应具备的条件 (73) 11.12主阀型号编制说明 (73) 11、水轮机进水液控蝶阀运行规程
引用标准：《3400Dx7Pk41X-6C型水轮机进水蝶阀使用说明书》 湖北洪城通用机械股份有限公司 11.1 主要技术参数 11.2工作原理简介 11.2.1运行程序 11.2.1.1开阀 开启旁通阀—前后压力差达到设定值——解除液压锁定—----开启进水液动蝶阀—液动蝶阀开启到位—关闭旁通阀。 11.2.1.2关阀 关闭进水液动阀门——液动蝶阀关闭到位——液动锁定投入 11.2.2.工作原理 11.2.2.1开阀时，启动油泵电机组，油泵将压力油输入蓄能罐至额定压力后停止。打开旁通阀，介质进入水轮机蜗壳，排气阀自动排气，待阀前后压差达设定值时，液动锁定电磁阀工作，解除液动锁定，进水液动蝶阀主油缸磁阀工作，主油缸带动曲柄、阀轴转动，阀开开启，全开到位后，液动锁定电磁阀换向，关闭旁通阀，首次开阀或检修后开阀时，先解除机械锁定。 11.2.2.2关阀时，液动蝶阀主油缸电磁阀换向，主油缸带动曲柄、阀轴转动，阀门关闭，关闭到位后，液动锁定电磁阀换向，液动锁定投入，水轮机系统维护检修关阀后，投入机械锁定。 11.3阀门控制方式 11.3.1就地（现地控制）
水轮机运行规程 目录 前言.............................................................................. n 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3技术规范及词汇定义 (1) 4水轮机及其附属设备主要技术参数 (1) 5水轮机及其辅助设备的运行方式 (5) 6基本技术要求及注意事项 (6) 7设备的运行监视及巡回检查项目 (8) 8设备运行操作 (10) 9水轮机异常处理 (14) 10故障及事故处理 (14)
为了贯彻执行“安全第一，预防为主”的电业方针，切实执行“两票三制” ，防止误操作和其他不安全情况发生，确保水轮机安全可靠运行，根据电力行业有关标准规定以及《中国大唐集团公司企业标准编制规则》（试行）和厂颁《企业标准编制规则》中的有关规定，参考《红水河岩滩电站技术设计报告》第六卷第二章“水轮发电机组”和第六章“技术供排水系统” 、微机调速器使用说明书、厂颁《水轮机检修规程》、《岩滩电厂#3机转轮改造技术协议》、《#1机事故低油压关闭导叶试验方案》（2004 年04 月15 日厂发）、计算机监控系统开停机流程等资料，特制定本规程。 本规程是对Q/YTD—1040001—2000《水轮机运行规程》的修订。本规程1992 年首次发布，本次为第三次修订。本规程自发布之日起实施，自实施之日起原规程同时作废。 本规程对原规程作了如下主要内容的修改： （1）增加了目次和前言。 （2）增加了规范性引用文件。 （3）增加了定义和术语。 （4）增加了基本技术要求。 （5）增加了设备运行方式。 本规程主要起草人： 本规程主要审核人： 本规程主要审定人： 本规程批准人： 本规程由大唐岩滩水力发电厂发电部负责解释。
总则 目录第一部分汽轮机运行规程 第一章汽轮机规范及特性 第二章汽轮机的调速和保护装置第三章汽轮机的启动 一、启动总则 二、启动前准备 三、启动前的试验 四、锅炉点火及冲转前操作 五、汽轮机的冲转、定速 六、汽轮机并网及带负荷 七、汽轮机冲转、升速及增负荷中 注意事项 第四章、汽轮机组的停机 第五章、汽轮机的热态启动 第六章、汽轮机滑参数停机 第七章、正常控制数据及维护 一、正常控制数据 二、正常运行维护 三、机组带50MW负荷运行高压加热 器不停时注意事项 四、发电机风温低时的调整 五、机组正常运行中润滑油压低辅 助油泵联动试验 六、压出力装置注意事项 七、凝结水硬度异常的规定 八、油箱补油 第八章、事故处理 一、紧急事故处理和操作步骤 二、新蒸汽参数变化 三、凝汽器真空下降 四、甩负荷 五、油系统失常 六、水冲击 七、发电机氢压下降 八、轴向位移增大 九、汽轮机掉叶片 十、失火 十一、蒸汽管道故障 十二、泵类故障 十三、仪表失常 十四、厂用电中断 第二部分汽轮机辅助设备运行规程 第一章双流环密封瓦运行规程 一、密封瓦系统装置说明 二、密封油系统的运行 三、密封油系统系统异常处理 四、密封油泵试验 第二章启动前的热力系统检查一、主蒸汽系统 二、轴封供汽系统 三、抽汽疏水系统 四、凝结水系统 五、空气、疏水系统 六、高压加热器保护及给水管路系统 七、调速、润滑、密封油系统 八、循环水、工业水系统 第三章 2号机主、辅抽气器的启停第四章运行中凝汽器的单侧停运与恢复 一、停止 二、恢复 三、注意事项 第五章运行中凝汽器反冲洗 第六章高压加热器的启停 一、高压加热器的启动 二、高压加热器液位自动调节控制装 置调试 三、高压加热器的停止 第七章低压加热器的停止与投入 第八章冷油器的停止与投入 第九章胶球清洗 第十章泵类运行规程 一、凝结水泵 二、疏水泵 三、氢冷升压泵 四、射水泵
水轮机专业工作管理办法 浙 江 省 能 源 集 团 有 限 公 司 发布 2005-02-01发布 2005-02-01实施 Q/ZN
Q/ZN 201041-2005 前言 为规范和加强浙江省能源集团有限公司水轮机设备的专业管理工作，使水汽轮机设备的管理达到标准化、制度化、规范化的目的，特制定本办法。 本办法由浙江省能源集团有限公司生产安全部提出。 本办法由浙江省能源集团有限公司生产安全部归口。 本办法起草部门：浙江省能源集团有限公司生产安全部。 本办法主要起草人：徐书德。 本办法会审人：邵志跃沈波 本办法审核人：朱松强 本办法审定人：毛剑宏谢国兴 本办法批准人：吴国潮 本办法由浙江省能源集团有限公司生产安全部负责解释。
水轮机专业管理办法 1范围 本办法规定了浙江省能源集团有限公司(以下简称集团公司)对水轮机专业管理的职责、工作内容和方法，明确了水轮机专业管理的原则。 本办法适用于集团公司和集团公司所管理的发电及电力建设单位（以下简称基层单位）。各基层单位可根据它的原则，结合具体情况制定本单位的实施细则。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 DL/T710-1999《水轮机运行规程》 DL/T445-2002《大中型水轮机选用导则》 DL/T507-2002《水轮发电机组启动试验规程》 DL/T 838-2003《发电企业设备检修导则》 Q/ZN 201001-2004《安全生产工作规定》 Q/ZN 201011-2004《发电企业运行管理办法》 Q/ZN 201012-2004《发电企业检修管理办法》 Q/ZN 201013-2004《发电企业技术改造管理办法》 Q/ZN 201016-2004《发电企业技术监督管理办法》 3总则 3.1水轮机是水力发电企业的主要设备，对水力发电企业的安全经济运行有着极其重要的作用。各相关单位应切实做好这项工作，从组织、管理和技术等各方面保证水轮机设备的正常运行。 3.2水轮机专业管理工作应贯彻“安全第一、预防为主”的方针，确保人身和设备安全。3.3应贯彻GB/T19001质量管理标准，实行全过程管理，推行标准化作业。 3.4水轮机专业管理工作应符合国家、行业的有关规定及集团公司有关发电设备安全、运行、检修、技术改造、技术监督等管理规定或办法。 3.5应实施点检定修制，并积极推行计算机技术在管理中的应用。
第四章水轮发电机组的运行 内容提要： 1）水轮发电机组的试运行，包括引水管和闸门、机组、调速器、主阀等主机及附属设备和油气水辅助设备的验收检查；发电机励磁系统的验收检查；充水试验；机组空载试运行；试运行中的各项试验项目的试验。 2）水轮发电机组正常运行，包栝启动前的检查、开机起动、升压倂网、负荷调整、运行中的监视检查、解列停机。 3）水轮发电机组正常运行的故障及事故处理。 第一节概述 由水轮机及发电机组成的水轮机发电机组是一个电站的核心主体设备，水轮机作为把水力资源的水能转换为机械能的动力设备，对电站水能的经济利用和经济效益及安全运行意义重大；发电机担负把水轮机的机械能转换为电能发出电来。同样是电站的核心主体设备。 水轮机要正常安全运转还需要附属设备调速器及蝴蝶阀和辅助的油气水系统及机组自动控制操作保护监测系统。调速器是值班运行中操作调整控制的主要附属设备。也是调整发电机组转速(电压的频率)和调整发电机向电网输送有功功率多少的附属设备。频率和有功的调整，一般调速器能自动进行调整。必要时或调度下令增加及减少有功时 1 / 1
，运行人员可以通过操作调速器开度增加或减少水轮机的进水量改变有功功率。 发电机由水轮机带动正常发电运转还需要励磁设备及其励磁系统和继电保护及二次系统。 在运行中，值班人员要通过操作励磁装置对电压和无功电能进行调整(励磁装置也可以自动调整)，励磁系统直接影响电压和发电机的稳定运行。 电力系统的总负荷中，既有有功功率又有无功功率，由于无功功率不足会使系统电压水平降低，影响用户的正常工作，电站的发电机是电力系统的主要无功电源，为了满足系统无功功率的要求，保障供电电压水平，常常要进行必要的无功功率的调整。发电机装有自动励磁调整装置，它可以自动增加励磁电流而增加无功功率，以满足负荷的要求。必要时，运行人员可以手动在励磁屏上进行调整。以改变发电机所带无功功率的大小；特别要指出的是，电力系统无功不足，严重时会引起电压下降的恶性循环而破坏电力系统的稳定。 发电机正常额定运行时，在功率因数COSΦ为0。8时，根据功率直角三角形，一般是有功四份时，则无功是3份。(视在功率5份)发电机向电网送出无功功率。这个无功是感性无功；为了使发电机稳定运行，一般无功不要少于一份。如果由于故障原因励磁电流减少，进入欠激状态，则发电机向电网送出的是电容性的无功功率，相当于电网向发电机送感性无功功率，即发电机不但不发出感性无功还吸收电网的感性无功。这种状态叫发电机的进相运行。
YF-ED-J6198 可按资料类型定义编号 水轮机运行检查与维护实 用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
水轮机运行检查与维护实用版 提示：该操作规程文档适合使用于工作中为保证本部门的工作或生产能够有效、安全、稳定地运转而制定的，相关人员在办理业务或操作设备时必须遵循的程序或步骤。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 水轮机是把水流的能力转换为旋转机械能的动力机械。水轮机是水力发电系统中不可缺少的组成部分，按其工作原理的不同，有冲击式水轮机和反击式水轮机两大类。为确保水力发电的安全和稳定，必须对水轮机运行过程进行严格的检查和维护。 2水轮机检查与维护基本要求 巡检与维护基本要求包括： （1）运行中的机组应及时记录各轴承温度，检查油位油温、油压及泠却水压力，并按规定的时间、线路进行巡检，做好巡检记录。
（2）汛期或极端气候等运行环境下，应加强巡检。 （3）新投运的设备，以及对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，应加强巡检。 （4）水轮机在检修和维护时，必须严格遵守工作票制度。 （5）每次较长时间停机都应将进水闸门关闭。 （6）停机时，接力器油管路油阀开关腔接通，水轮机检修密封应投入。 2水轮机运行检查与维护 ?水轮机部分检查和维护 （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
灰洞水电站 水轮机过速处置方案 灰洞水电站 2016年02月18日
灰洞水电站 水轮机过速处置方案 现场处置步骤: 1、通过现象判明机组已过速时，应监视过速保护装置能否正常动作，若过速保护拒动或动作不正常，应手动紧急停机，同时关闭水轮机主阀。 2、若在紧急停机过程中，因剪断销剪断或主配压阀卡住等引起机组过速，此时即使转速尚未达到过速保护动作的整定值，都应手动操作过速保护装置，使导水叶及主阀迅速关闭。 3、机组过速保护和紧急停机失败后，监视纯机械过速保护动作（根据情况用工具手动扳动，让其动作让主阀动作关闭。 4、如果以上措施都没能让机组停下来，则应尽快关闭机组前的进水口闸门。
水轮机过速现场应急演练方案 一、演练时间 时间：2016年02月18日 二、演练工地点 地点：灰洞水电站 三、演练目的 为了建立水轮机过速应急救援机制，充分发挥水轮机过速应急救援组织的积极作用，确保水轮机过速时能够迅速、准确、有效的组织抢险、救援和处理，防止事故进一步蔓延和扩大，最大限度的减少工作人员伤亡及运行设备的损坏，特制定本方案。 四、演练前情况
五、演练步骤 1.上位机报警，机组自动进入事故停机流程 2.运行值班人员上位机监视机组事故停机流程是否无误，若有 未自动完成步骤需立即手动帮助完成 3.运行值班人员查明机组过速原因并立即报告站长及值班领 导 4.通知维护班进行排故检修 5.故障排除并 六、注意事项 1.应切记所有设备均不可实际操作，只可模拟进行。 2.现场查找故障时应严格遵守《灰洞水电站水轮机变运行规程》、《安全生产工作规定》及公司安全生产有关规定，确保参演人员人身安全和现场运行设备安全。 3.实际检修时所需工器具等均应真实携带并模拟使用操作。 4.演练时严格按照运行规程、运行管理、调度规程等有关制度模拟执行。 5.所有参演人员一切行动听从现场应急指挥人员。
目录 前言 (61) 1.范围 (62) 2.进水口事故检修闸门闸门 (62) 3.溢洪弧门 (63) 4.尾水闸门 (64) 5.清污机 (64) 6.闸门操作注意事项 (65) 7.10闸门、启闭机的检查、维护和检修 (65) 8.拦污栅 (67) 9.清污机检修维护 (67) 10.柴油发电机 (67) 10.1柴油发电机组的正常运行方式 (67) 10.2发电机组的启动 (67) 10.313.2.2发电机组的启动： (68) 10.413.3发电机组停机 (68) 10.513.3.2紧急停机： (68) 10.613.4柴油发电机组的运行、监视和注意事项 (68) 10.7柴油发电机不能发电故障及处理： (69) 10.8柴油发电机组的常见故障及处理方法。 (69)
QJHFD03.04.03-2005 前言 本标准的编写原则和要求符合《电力企业标准编写规则》（DL/T800—2001）。 QJ/SQD03.04-2016《沙阡水电站水工水文规程》是沙阡水电站技术标准，共6个部分： ——第1部分：水工观测规程（QJ/SQD03.04.02-2016） ——第2部分：水工维护规程（QJ/SQD03.04.03-2016） ——第3部分：水工机械规程（QJ/SQD03.04.04-2016） ——第4部分：水务管理规程（QJ/SQD03.04.05-2016） ——第5部分：防汛管理制度（QJ/SQD03.04.06-2016） 本部分是QJ/SQD03.04-2016《沙阡水电站水工水文规程》的第3部分。 本部分由沙阡水电站提出、归口并解释。 本部分起草单位：沙阡水电站。 本部分主要起草人：XXX。 本部分审定人员：XXX、XXX。 61
水轮发电机组的异常运行
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第十章水轮发电机组的异常运行 第一节水轮机的常见故障与事故处理 水轮机运行中难免会发生各种各样的异常情况,同一异常现 象可能有不同 的产生原因,因此,在分析故障现象时,要根据仪表指 示,机组运转声响,振动,温度 等现象,结合事故预兆,常规处理经验进行分析判断, 必要时采用拆卸部件解体检 查等方法和手段,从根本上消除设备故障. 一水轮机出率下降 水轮机导叶开度不变的情况下,机组出率下降 明显,造成水轮机出率下降 的常见原因有; (1)上游水位下降,渠道来水量急剧减少. (2)前池进水口栏污栅杂草严重阻塞. (3)电站尾水位抬高. (4)水轮机导叶剪断销断裂,个别导叶处于自由开度状态. (5)水轮机导水机构有杂物被卡住,冲击式机组的喷嘴堵塞. (6)冲击式机组折向器阻挡水流. 针对上述原因进行相应的检查处理 (1)若水库水位下降,有效水头减小,则水轮机效率降低,机组出力下降. 水库水位过低,应停止发电运行,积蓄水量,抬高水位 后再发电.渠道来水量急剧 减少,或上游电站已经停机,渠道发生事故断流,应停 机后检查处理. (2)要及时清理栏污栅杂草,防止杂草阻塞以致影响水轮机出力. (3)检查尾水渠道有否被堵塞,是否强降雨造成河道水位抬高. (4)详细检查水轮机导叶拐臂的转动角度是否一致,发现个别导叶角度 不一致时停机处理. (5)检查水轮机内部噪声情况,做全开,全关动作,排除杂物.必要时拆卸 水轮机尾水管或打开进人孔进入蜗壳,取出杂物. (6)检查冲击式机组折向器位置,如其阻挡水流,须调整折向器角度. 水轮机出力下降,往往会出现异常声响和振动,蜗壳压力表指 示下降或大 幅度波动等现象,要根据情况进行分析和判断处理. 二水轮机振动 水轮机运行过程中振动过大会影响机组正常 运行,轻则机组运行不稳定, 出力波动大,轴承温度高,机组运转噪声大,而其机组 并网困难;重则引起机组固定 部件(地角螺栓)损坏,尾水管金属焊接部件发生裂纹, 轴承温度过高而无法连续运 行.应针对不同情况,查清机组振动原因,采取对应措 施,恢复机组正常运转.水轮机
-- 水轮机运行规程
水轮机运行规程 1.主题内容与适用范围 1.1本规程规定了公司水轮机的运行操作，水轮机安全运行条件、故障及事故处理等有关事项。 1.2本规程适用于公司运行人员和生产管理人员对水轮机的运行管理,也可供有关检修人员参考。 ２.引用标准及参考文献 ２.1 ＤL/T71０－20１4 《水轮机运行规程》 2.２重庆水轮机厂灯泡贯流式水轮机(GZ990-WP-420）产品技术说明书 2.3重庆水轮机厂灯泡贯流式水轮机（ＧZ９90-WP-４20)维护使用说明书 ２.４武汉海特发电设备有限公司水轮发电机组技术说明书 3.水轮机结构说明 3.１本公司水轮机是灯泡贯流转桨式水轮机，装置形式为卧轴灯泡式,其中：#1、2机由武汉海特发电设备有限责任公司制造，转轮型号ＧZ850－WＰ-420;#３机由重庆水轮机厂制造，转轮型号GZ9９0-WP-42０；#4 机重庆水轮机厂制造,转轮型号ＧZ（Ｋ２4２）－ＷP-４20; 3.2 水轮机由下述主要部件组成：转动部分、导水机构、埋入部分、主轴密封、受油器、回复机构及油管路布置、水导轴承、接力器、离心开关、漏油装置等。 3.3 机组的转动部分由两个导轴承支承,发电机转子与水轮机转轮悬挂在导轴承的两端，为双支点双悬臂结构。 3．4 导水机构为圆锥形，16个导叶轴线均匀的布置在与机组轴线呈6０°角的圆锥面上，四台机组均不设固定导叶。 3.5 导叶在整个开度范围内其水力矩具有自关闭趋势，＃3、#4机控制环上连接有6t 重锤,#1、2机控制环上连接有8吨重锤。在调速器主配压阀出现故障时(事故配压阀动作），在导叶自关闭力矩与重锤作用下可自动关闭导叶,以防机组飞逸。 3.６ #１、2机在相间的8个导叶摇臂上装有拉断销装置,#３、4机装设剪断销装置。当导水机构关闭中导叶间夹有异物时,剪（拉)断销将被剪(拉)断,以保护导水机构其它传动部件的安全。 3．7 桨叶接力器装设在转轮体下游侧泄水锥内,采用活塞缸往复运动、活塞固定不动的结构形式。 3.8 主轴水机侧设有检修密封和工作密封,工作密封为添料密封。在二道工作密封间设有一
第一章设备基本参数 第一节水轮机基本参数 名称单位数据备注 型号HL(LLT261)-LJ-202 额定水头m 70 最大水头m 82.5 最小水头m 66.4 额定流量m3/s 32.85 额定功率kw 20728 额定转速r/min 333.3 飞逸转速r/min 638 转轮直径mm 2020 活动导叶个24 吸出高程m -1.6 额定效率％92 最高效率% 95.3 水轮机轴向水推力KN 991 旋转方向俯视顺时针 转轮安装高程m 1146.1 第二节发电机基本参数 名称单位数据备注 型号SF-J20-18/4000 额定容量/最大容量MVA 25/27.5 额定电压V 10500 额定电流/最大容量时电流 A 1375/1512 额定功率因素0．8 滞后
额定频率HZ 50 额定转速r/min 333.3 飞逸转速r/min 638 相数 3 极数18 绝缘等级F/F 定子绕组接法Y 空载励磁电流 A 254 空载励磁电压V 83 额定励磁电流 A 478/502 额定励磁电压V 228/240 通风型式双路密闭自循环 推力瓦块8 上/下导轴瓦块6/8 空气冷却器只8 制动器只 4 第三节温度限额 部位报警温度事故温度 推力轴瓦65℃70℃ 上导轴瓦65℃70℃ 下导轴瓦65℃70℃ 水导轴瓦65℃70℃ 空冷冷风40℃45℃ 空冷热风70℃ 定子线圈100℃105℃ 第四节冷却水 冷却器压力(Mpa) 用水量(L/min)
推力、上导0．15～0．3 1333 空冷0．25～0．45 2400 下导0．15～0．3 667 水导0．15～0．3 40 第五节顶转子时间规定 新投产机组新投推力轴承24小时 安装或检修运行三个月后72小时 第六节顶转子要求 正常油压7.15Mpa 顶起高度4-6mm 保持时间1分钟 第七节转速限额 第二章总则 限额(%) 转速(r/min) 动作后果 自动加闸转速30 99.99 自动加闸 手动加闸转速30 99.99 手动加闸 电气过速145 483.3 关蝶阀停机 机械过速155 516.7 关蝶阀停机第1条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，运行和有关人员必须严格遵守本规程。发现有人违反本规程，运行人员有权加以制止。 第2条机组开机、停机、蝶阀开启与关闭操作，必须经值长许可。 第3条蜗壳充水前，机组必须处于下列状态： 1、蜗壳、尾水管进人孔关闭； 2、蜗壳排水阀关闭；
麻江县地方电力有限责任公司 富江水电站运行操作规程 第一章总则 第一条为保证电站安全，经济运行，加强电站的运行管理，制定本规程。 第二条公司生产管理人员，工程技术人员，电站站长，运行值班人员及维修人员应熟悉本规程并认真执行本规程。 第三条基本技术参数
发电机短时电流允许值表 第二章设备操作规程 第一节总则 第一条机组的启动与停止按值班负责人的命令进行，并严格遵守操作制度和监护制度。 第二条开机前值班负责人必须会同本班人员检查各轴承油管、油位，各油、水、气的压力及管路阀门的位置，各开关，断路器的位置，交、．直流操作电源是否投入，确认无误后方能开机。 第三条机组发生故障或事故时，应按值班负责人的命令进行处理。但在危及人身或设备安全的情况下，所有值班人员或本站工作人员均有责任按本规程规定的办法及时处理，事后立即报告值班负责人和电站负责人，并作好记录。 第四条机组不得长时间在额定转速的40%及以下运行，停机时当转速下降到40%额定转速时应刹车，此时如遇到刹车系统故障刹不停机组时，应重新开机保持额定转速空转，待故障排除后再停机。 第五条为避免严重汽蚀，水轮机一般不得长时间在额定出力的50% 以下运行，应在额定出力的70%以上运行。 第六条运行中调速器的开度与微机运算值，平衡表应基本一致，各 指示灯正常，切换开关应在自动位置，只有在自动不稳定时，经值班负责 人同意后方能切为手动状态。 第七条调速器图形显示操作终端内设定值，单向节流阀，溢流阀 的设定位置运行人员不得变动，须经公司生产技术部负责人同意后.方能调 整，并作好记录。
第八条停机达72小时以上时，启动前须顶转子方能丌机。 第九条项转子注意事项 l、必须2人以上操作。 2、导叶全关，调速器操作电源切除。 3、压力油管出口排油阀关闭，转子落下后须检查制动块是否落下分离。 第十条机组人修后投入运行前，必须在工作人员全部退出现场，确 认机组内无人并收回工作票后，除按正常开机应检查的内容作好检查外， 还应再作如下检查，方可投入运行。 1、检查引水系统蜗壳进入孔，尾水管进入孔应关闭密封。 2、检查进水闸门的控制与操作机构应工作可靠。 3、发电机内，空气间隙无杂物或遗留工具。 4、四周无防碍工作的其它杂物。 第十一条开机前应具备的条件（检查内容） 1、开机准备灯亮，各交、直流操作电源，保护电源投入。 2、导叶全关，开度指示处于零位。 3、发电机断路器、隔离刀闸处于断开位置。 4、调速器油压正常，导水机构工作正常，剪断销无剪断。 5、制动气压正常，制动装置能正常工作，刹车块处于落下位置。 6、各油盆油位油色正常，转动部件附近无杂物。 7、冷却水压力正常，水流通畅， 8、集电环与碳刷接触良好，无松脱，卡阻现象，，引接线连接良好。 9、工作阀门开启，前池水位正常。 10、发电机断路器蓄能正常。 第十二条对检修后及较长时间不起动的机组(停机时问10天以上 应测量发电机定子回路绝缘电阻，摇测时采用500V摇表，测得的绝缘电阻值不应低于0.5兆欧。 第十三条有下列情况之下，禁止启动机组。 1、水轮发电机组重要保护失灵。 2、油质、油位不合格。 3、冷却水不能止常供水。 4、制动气中断或制动系统元件失灵。 5、电气部分检修或试验不合格。 6、调速器失常（如油压过低，油泵不能正常工作，自动调节系统失灵，管路漏油等）。 7、机架固定螺丝松动。 8、轴承间隙调整不符合要求。 9、轴承油盆或管路有漏油或严重渗油。 10、机组内有人或工作票尚未全部收回。 第二节正常操作与维护检查 第一条机组的启动，停止操作有三种方式。 1、自动方式操作微机控制机组开启（增加）、停止（减少）。
水轮机运行检查与维护 水电站机电设备主要包括水轮机组及电气设备。水轮发电机组用于水力发电，将水工建筑物所引入的水能直接转换成电能，该机组由水轮机、发电机、辅助控制设备等组成。电气设备分为一次设备和二次设备，一次设备包括发电机、变压器、断路器、隔离开关、互感器、电力电缆等，主要用来完成发电、变电、输电和电能控制等任务。二次设备包括机组的励磁装置、同期装置、继电保护装置、测量仪表、控制开关、控制电缆等，用来完成对水轮发电机组等一次设备进行测量、调节控制、保护和信号作用。 各类机电设备运行安全是水电站安全生产管理的重点内容，水利工程管理单位应制定机电设备检查与维护相关规定，纳入运行、检修规程或制度要求。各相关人员应严格执行相关规程和制度，按要求及时进行检查和维护，确保电站设备设施安全运行，防止事故发生。 水轮机是把水流的能力转换为旋转机械能的动力机械。水轮机是水力发电系统中不可缺少的组成部分，按其工作原理的不同，有冲击式水轮机和反击式水轮机两大类。为确保水力发电的安全和稳定，必须对水轮机运行过程进行严格的检查和维护。 1)水轮机检查与维护基本要求 巡检与维护基本要求包括： (1)运行中的机组应及时记录各轴承温度，检查油位油温、油压及泠却水压力，并按规定的时间、线路进行巡检，做好巡检记录。 (2)汛期或极端气候等运行环境下，应加强巡检。 (3)新投运的设备，以及对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的设备，应加强巡检。 (4)水轮机在检修和维护时，必须严格遵守工作票制度。 (5)每次较长时间停机都应将进水闸门关闭。 (6)停机时，接力器油管路油阀开关腔接通，水轮机检修密封应投入。 2)水轮机运行检查与维护 (1)水轮机部分检查和维护 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。 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。 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。 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。 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 转桨式水轮机的叶片密封正常，受油器无漏油现象。 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。 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。 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。 ⑩ 水轮机充水前后的检查按DL/T 507的要求进行。 (2)主阀的检查和维护 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