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；
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条机组因故发生低转速加闸或惰性停机，开机前需
顶转子一次。
第8条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条操作、巡回检查、定期工作、事故处理等工作完
毕后必须向发令人汇报。
第11条油、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条当机组发生高转速加闸停机后，应对风闸、制动块进行全面检查。
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；
3、试验工作需要时。
第17条设备经过检修后，值班人员应进行全面检查，并
会同检修人员进行必要的启动操作试验，同时要求检修人员要
作书面记录，口头交待。
第18条上游水位发生较大变化时，值班人员应及时调整机组各部水压，使其在正常压力范围内。
第三章机组运行
第一节备用机组
第19条备用机组条件：
1、蝶阀全开，蝶阀控制回路正常；
2、制动系统正常、风闸全部落下、复归指示灯亮，气压在0．65～0．8Mpa范围内；
3、调速器系统正常；
4、各油槽油位、油质合格；
5、保护及自动装置投入；
6、各动力电源及交、直流操作电源投入；
7、机组油、水、气系统处于备用状态；
8、导叶全关；
9、导叶接力器锁锭投入。
第20条开机条件：
1、机组无事故；
2、蝶阀全开；
3、风闸全部落下；
4、机组断路器未合闸；
5、调速器系统正常；
6、制动气压正常；
7、空气围带未投入；
8、机组技术供水系统正常。
第21 条机组开机准备灯灭，未查明原因前，禁止开机。
第22条未经值长同意，不得在备用机组上进行影响其备用的工作。
第23条备用、检修机组应与运行机组一样巡视检查。
第二节开、停机
第24条机组在下列情况下严禁启动：
1、蝶阀或尾水门未全开；
2、主要的水力机械保护装置之一失灵，未经生产厂长同意者；
3、各部轴承油位、油质不合格或技术供水系统不能正常供水；
4、制动风压低于0．65MPa或制动装置因故退出运行，且短时不能恢复；
5、调速器油压装置不能维持正常油压，调速系统工作失灵；
6、空气围带未复归；
7、油温低于5℃；
8、事故停机后，未查明原因；
9、开机条件不具备。
第25条机组自动开机，遇自动装置动作不良，应查明原因后再行启动，如时间不允许则可手动开机。
第26条机组自动停机，遇自动装置动作不良，可手动停机，停机后需查明原因，通知维护人员处理。
第27条机组遇下列情况之一，需改手动加闸：
1、测频电压互感器或其二次回路故障；
2、转速继电器校验后的第一次停机；
3、制动电磁阀故障；
4、试验工作需要时。
第28条机组各种故障、事故信号未做记录前，不能任意
复归。
第29条开、停机后应对主要设备进行一次检查。
第30条手动开机过程中，空转时间尽量缩短，增减负荷时应快速通过机组振动区。
第31条机组新投产或检修后，机组第一次开停机，运行人员应对各轴承温度变化进行密切监视。
第三节机组运行中的注意事项
第32条机组正常运行操作应以中控室“上位机”控制为主，“现地或手动”控制为辅。
第33条运行或备用中的机组，机旁LCU可直接由“远方”切“现地”或由“现地”切“远方”控制。
第34条系统发生振荡时或做甩负荷试验时，调速器禁止切换至“手动控制”。
第35条在同样的运行工况下，机组轴承温度升高2℃～3℃时应检查油、水系统工作情况，测量机组摆度，查明原因，
及时处理。
第36条正常运行中，机组轴承油面升高，应查明油温有否升高，冷却水量和压力是否正常，联系化验，判明油中是否
进水，并报告生产厂长。
第37条当检修需要开启滤水器排污阀排污时，应监视滤水器的排污情况。
第38条机组运行中有下列情况之一者应立即停机检查:
1、轴承温度突然上升或油位不正常升高或降低，经处理
无效的。
2、冷却水中断且短时间内不能恢复。
3、摆度或振动异常增加，或有撞击声及其它不正常的噪
音危及机组安全运行时。
4、机组出现不明原因的气味。
第39条机组不得任意超额定负荷运行，超负荷运行应经生产厂长批准，并在批准的负荷范围内运行。
第40条机组超负荷运行时应加强对机组轴承温度、定子温度加强机动性检查，注意定子电流、转子电流不得超过规定值。
第41条机组产生飞逸后，不论飞逸时间长短，均应停机
检查。
第42条机组正常运行中，调速器电气柜交直流电源不得同时停电。
第43条机组正常运行中，不能将相邻的两个空气冷却器同时停水。
第44条巡视检查：运行人员除按规定时间检查设备外，
当设备运行方式变化时，应加强巡视检查，如发现异常及时报
告值长并通知维护人员处理。
第四节运行中检查
第45条调速器油压装置：
1、油压指示正常；
2、压油泵、电动机起动及运行过程无异音、间隔时间不过短；
3、油位计、各管路、阀门无渗油、漏气现象，各阀门位置
正确；
4、压油泵控制回路切换开关位置正确、继电器接点无抖动；
5、回油箱油位正常。
第46条机旁屏和制动系统：
1、制动系统在自动位置，无漏气现象，气压正常，阀门位
置正确；
2、温度指示正常；
3、检查有无事故、故障信号，有事故、故障的及时复归，
盘面上的切换开关位置正确；
4、各电源开关、熔丝正常；
第47条发电机及上风洞：
1、发电机、上机架等的摆度、振动在正常范围内；
2、上风洞内无异味、异音、各导线接头无发热；
3、空冷器无漏水，结露不大，温度均匀；
4、推力油槽油面合格，油色正常，无漏油及甩油；
5、发电机引线不发热，螺丝不松动；
6、滑环表面不发黑、碳刷不过热，不发卡、无跳动、无碳
粉堆积和油污，火花不大。
7、推力轴承冷却水管冷却水排水畅通，定子盖板上无积水。
第48条水机室及下风洞：
1、水轮机振动、摆度在正常范围内；
2、水导转动油盆甩油正常；
3、导叶拐臂、连杆间无杂物，顶盖自然补气阀不漏水；
4、导叶轴套不漏水，轴销无上移现象；
5、管路无漏油、漏水；
6、接力器无漏油、无抽动，锁锭完好位置正确，电磁阀完好；
7、剪断销无剪断、无上移、引线无伤损；
8、水机室无异味、无异音；
9、下风洞无异味、无异音；
10、下导轴承油面、油色正常；
11、下风洞管道无漏油、漏气、漏水、制动器闸板落下，
阀门位置正确。
第49条技术供水：
1、各水压表指示正常，示流器指示正确；
2、各管路阀门位置正确，无漏水；
3、电动阀接线完整，动作时无跳动，无渗漏；
4、自动滤水器工作正常，无故障。
第50条水轮机层及蝶阀坑：
1、各水压表指示正常，示流器指示正确；
2、各管路阀门位置正确，无漏油、漏气、漏水；
3、顶转子油箱油位正常，阀门位置正确。
4、蝶阀控制回路各元件正常；
5、蝶阀位置正确，锁锭位置正确；
6、漏油箱油位正常，控制开关正确，回路正常；
7、地面无严重积水；
8、蜗壳进人孔无异常振动和噪音；
9、尾水管进人孔无漏水、无异常振动和噪音。
第五节巡视检查
第51条机组运行时，每隔1小时进行一次巡视检查。
第52条机组在试运行阶段，应加大巡视检查的范围和加密检查次数。
第53条遇机组事故或系统事故严重冲击，应进行一次有关设备的巡视检查。
第54条机组运行工况改变，应对有关设备作巡视检查。
第55条机组带有缺陷运行时，应加强巡回检查，监视设
备运行情况。
第56条机组检修复役后第一次投入运行应进行一次全
面性的巡视检查。
第57条机组超负荷运行时，应加强巡视检查。
第58条汛期内，应对有关设备作特别巡视检查。
第59条厂用电倒换、消失后，应对有关设备作一次巡视
检查。
第六节机组正常开、停机操作
第60条自动开机：
1、接值长令:开X号机。
2、开机前检查：
(1）检查机组控制方式为“远方”。
(2）检查调速系统工作正常，导叶全关。调速器在“自动”
控制运行位置，各显示指示正确。
(3）检查励磁系统工作正常，并在“自动”投入（恒压）。
(4）检查机组准同期装置在“自动”方式。
(5）检查碟阀油压装置工作正常，蝶阀在全开位置，全开
指示灯亮。
(6）检查制动系统工作正常，制动闸全部落下，复位指示
灯亮。
(7）检查水机室无杂物，各部无漏水，剪断销未剪断，空
气围带无压。
(8）检查技术供水系统正常。
(9）检查机组各轴承油位、油色正常。
(10）检查机组无故障。
(11）各自动化元件工作正常。
(12）开机准备灯亮。
2、上位机发开机令。
3、监视开机流程执行情况。
4、监视机组转速上升正常。
5、监视机组起励建压正常。
6、检查机组并网正常。
7、上位机按调令设定无功、有功，机组带上预定负荷。
8、全面检查机组运行正常。
9、汇报值长。
第61条手动开机：
1、接值长令:开X号机。
2、开机前检查：
(1）检查机组控制方式为“就地”。
(2）检查调速系统工作正常，导叶全关。调速器在“手动
控制”运行位置，各显示指示正确。
（3）检查励磁系统工作正常，并在“自动”投入（恒压）。
（4）检查机组准同期装置在“手动”方式。
（5）检查碟阀油压装置工作正常，蝶阀在全开位置，全开
指示灯亮。
（6）检查制动系统工作正常，制动闸全部落下，复位指示
灯亮。
（7）检查水机室无杂物，各部无漏水，剪断销未剪断，空
气围带无压。
（8）检查技术供水系统正常。
（9）检查机组各轴承油位、油色正常。
（10）检查机组无故障。
（11）各自动化元件工作正常。
（12）开机准备灯亮。
3、手动开启机组冷却水电动阀1206（2206），检查机组各冷却水压力正常。
4、手动退出接力器锁锭，检查锁锭退出灯亮。
5、按下调速器手动控制按钮。
6、手动将导叶开至12%-15%，观察机组转速上升正常并调整至额定。
7、如灭磁开关在分位，则手动按下灭磁开关合闸按钮合上灭磁开关，灭磁开关合闸指示灯亮。
8、进入励磁人机界面，手动按下“起励”按钮，监视起励
建压正常，检查风机运行正常。
9、就地手动准同期并网或通知中控室自动准同期并网。
10、检查发电机断路器在合位。
11、根据调度令带上所需负荷。
12、全面检查机组运行情况并汇报值长。
第62条自动停机：
1、接值长令：停X号机。
2、停机前检查：
（1）检查机组控制方式为“远方”。
（2）检查调速器工作正常，并在“自动控制”位置。
（3）检查制动回路各阀门在自动位置，制动气压正常。
3、中控制上位机发停机令，监视停机流程。
4、监视机组有功无功降为“1000”以下，发电机组出口断路器分闸解列，导叶关至“0”。
5、监视机组转速降至35%时，制动闸自动投入机组转速降为零。
6、监视制动闸复位，复位指示灯亮。
7、监视机组冷却水关闭正常。
8、检查接力器锁定投入，投入指示灯亮。
9、全面检查机组情况，并汇报值长。
第63条手动停机：
1、接值长令：停X号机。
2、停机前检查：
（1）检查机组控制方式为“就地”。
（2）检查调速器工作正常，并在“手动控制”位置。
（3）检查制动回路各阀门在手动位置，制动气压正常。
3、将调速器切至“手动控制”，用手动增减开关将有功逐步降至1000KW以内。
4、降有功负荷同步按下减磁按钮，逐步将无功降至正1000Kvar以内。
5、机旁LCU柜操作分发电机断路器开关，将发电机解列。
6、检查并确认发电机断路器已分。
7、将励磁整流/逆变开关切至逆变位置进行灭磁。
8、关闭导叶至全关。
9、当机组转速降至30%以下时，手动操作制动闸制动，监视制动闸顶起正常，并检查顶起指示灯亮。
10、待机组完全停稳一分钟后，手动操作制动闸复位，监视制动闸复位正常，并检查复位指示灯亮。
11、手动关闭机组冷却水供水电动阀1206（2206）。
12、投入接力器锁锭，检查锁锭投入指示灯亮。
13、全面检查机组情况，并汇报值长。
第七节加闸系统
第64条由自动加闸改手动加闸：
1、监视加闸系统风压指示正常；
2、关闭自动加闸电磁阀进气阀1316(2316)；
3、关闭自动加闸电磁阀出气阀1317(2317)；
4、开启风闸手动复位排气阀1319(2319)；
5、监视机组转速下降至30％；
6、开启手动加闸进气阀1314(2314)。
7、监视风闸顶起正常，风闸顶起指示灯亮。
第65条风闸由自动复位改手动复位：
1、关闭风闸自动复位电磁阀进气阀1320(2320)；
2、关闭风闸自动复位电磁阀出气阀1321(2321)；
3、开启手动加闸排气阀1315(2315)；
4、关闭风闸手动复位排气阀1322(2322)；
5、开启风闸手动复位进气阀1318(2318)；
6、开启风闸手动复位排气阀1322(2322)；
7、检查风闸全部落下，风闸复归指示灯亮。
第八节机组停役操作
第66条机组大修安全措施：
1、蝶阀全关，锁锭投入，旁通阀关闭，手动旁通阀关闭，蝶阀进油阀关闭，蝶阀所有操作电源拉开；
2、蜗壳排水阀开启，蜗壳无水压；
3、水系统隔离，机组冷却水改检修；
4、气系统隔离；
5、油系统隔离，机组各油槽排油；
6、导叶全开；
7、调速器油压装置改检修，油压装置排油、排压；
8、机组LCU屏、测温制动屏各交直流电源，调速器各交直流电源拉开；
9、关闭机组尾水闸门，开启尾水管排水阀，排除尾水管内
积水；
10、启动检修排水泵排水；
12、机组电气改检修，具体措施见电气运行规程。
13、根据工作票的要求做好其他相关安全措施：
（1）做好与运行机组相互隔离的安全措施。
（2）在所有拉开的电源开关上挂“禁止合闸”、“有人工作”标示牌。
(3）在所有关闭的主要有源油、气、水阀门上悬挂“禁止
操作，有人工作”标示牌。
第67条机组进行以下工作时必须关蝶阀：
1、打开蜗壳、尾水管进人孔的工作；
2、调速器无油压；
3、机组小修；
4、推力、下导、水导油槽排油；
5、导叶开启试验(接力器全行程试验)；
第68条推力油槽排油：
1、检查运行油罐事故排油阀112阀关闭；
2、检查运行油罐出油阀110阀关闭；
3、检查上导油槽进油阀1114（2114）阀关闭；
4、检查上导油槽取油样阀1116（2116）阀关闭；
5、开启上导油槽排油阀1115（2115）阀排油；
6、监视#上导油槽排油完毕；
7、关闭上导油槽排油阀1115（2115）阀；
8、汇报，记录。
第69条下导油槽排油：
1、检查运行油罐事故排油阀112阀关闭；
2、检查漏油泵手、自动切换开关在“自动”位置；
3、检查下导油槽进油阀1119（2119）阀关闭；
4、检查下导油槽取油样阀1121（2121）阀关闭；
5、检查漏油泵出油阀127阀开启；
6、开启下导油槽排油阀1120（2120）阀排油；
7、监视漏油泵启动正常；
8、监视下导油槽排油完毕；
9、关闭下导油槽排油阀1120（2120）阀；
10、汇报，记录。
第70条防转动安全措施：
1、导叶全关，投入接力器锁锭；
2、调速器切“手动控制”；
3、检查机组断路器在分；
4、拉开机组断路器控制电源开关；
5、关闭蝶阀，投入蝶阀锁锭；
6、拉开蝶阀交直流控制电源。
第九节机组复役操作
第71条大修复役总顺序：
1、检修后各冷却器耐压试验合格；
2、收回发电机内部及各转动部分工作票，各转动部分间隙符合要求；
3、推力、下导、水导轴承各油槽充油完毕，油面正常，
恢复油系统阀门；
4、收回蜗壳与尾水管内部、蜗壳排水阀、各进人孔的工作票；
5、收回其它直接妨碍复役的工作票；
6、确认以下四点：
（1）各进人孔已封闭；
（2）蜗壳排水阀已关闭；
（3）尾水管排水阀已关闭；
（4）蝶阀在全关位置。
7、恢复气系统，制动回路试验正常；
8、恢复机组冷却水系统至运行，检查水系统管路充水正常，调节各部水压正常，正常后关闭冷却水电动阀，恢复冷却水系
统至备用。
9、调速器油压装置改运行，油压装置充油、充压；
10、机组LCU屏、测温制动屏各交直流电源，调速器各交直流电源拉开。
11、进行导叶接力器全行程试验，试验后将导叶全关，投
入接力器锁锭；
12、水机自动化模拟试验，调速器操作回路及调节回路模
拟试验良好，各保护投入；
13、进行机组顶转子操作；
14、合上蝶阀各控制电源、检查操作回路正常；
15、开启旁通阀向蜗壳充水，各进人孔和其他部分不漏水，正常后关闭旁通阀。
16、开启尾水闸门；
17、开启蝶阀；
18、调速器切至“手动控制”，机组恢复备用；
19、恢复发电机电气部分至备用，具体见电气运行规程。
20、手动开机试验，检查机组轴承温度、摆度、振动等各
项指标正常；
21、发电机零升试验正常；
22、手动停机，检查机组各部正常。
23、机组自动开停机试验，正常起励建压试验，并网试验
正常；
24、恢复机组正常备用。
第72条推力、上导油槽加油
1、检查加油泵管路连接正确；
2、检查另一台机上导油槽进油阀关闭；
3、检查另一台机下导油槽进油阀关闭；
4、检查下导油槽进油阀关闭；
5、检查上导油槽排油阀关闭；
6、检查上导油槽取油样阀关闭；
7、开启上导油槽进油阀；
8、开启油处理室至总供油阀；
9、开启净油罐出油阀；
10、合上加油泵电源开关，监视加油泵运行正常；
11、监视推力油槽油位加至正常位置；
12、拉开加油泵电源开关；
13、关闭上导油槽进油阀；
14、检查#1、#2机组各油槽油位正常；
15、关闭油处理室总供油阀；
16、关闭净油罐出油阀；
17、汇报，记录。
第73条下导油槽加油
1、检查加油泵管路连接正确；
2、检查上导油槽进油阀关闭；
3、检查另一台机上导油槽进油阀关闭；
4、检查另一台下导油槽进油阀关闭；
5、检查下导油槽排油阀关闭；
6、检查#下导油槽取油样阀关闭；
7、开启下导油槽进油阀；
8、开启油处理室总供油阀；
9、开启净油罐出油阀；
10、合上加油泵电源开关，监视加油泵运行正常；
11、监视#1机下导油槽油位加至正常位置；
12、拉开加油泵电源开关；
13、关闭#1机下导油槽进油阀；
14、检查#1、#2机组各油槽油位正常；
15、关闭油处理室总供油阀；
16、关闭净油罐出油阀；
17、汇报，记录。
第74条顶转子：
1、检查发电机断路器在分；
2、取下发电机断路器合闸电源熔丝；
3、将调速器切至“手动控制”位置；
4、检查导叶在全关位置；
5、投入导叶接力器锁锭，检查投入指示灯亮；
6、关闭风闸自动复位电磁阀出气阀；
7、关闭风闸自动复位电磁阀进气阀；
8、检查风闸手动复位进气阀关闭；
9、将顶转子进油三通阀旋至进油位置，将顶转子油泵装置上的手动单向阀旋至全关位置；
10、在水轮机大轴上做好记号；
11、合上顶转子油泵电源开关，交替按油泵启停按钮，点
动启动油泵，监视油泵启停正常，油压上升正常；
12、监视机组大轴上升6～10mm，停止油泵；
13、两分钟后，慢慢将顶转子手动单向油阀旋开，监视顶
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；
水轮机的选型设计 水轮机选型时水电站设计的一项重要任务。水轮机的型式与参数的选择是否合理，对于水电站的功能经济指标及运行稳定性，可靠性都有重要影响。 水轮机选型过程中，一般是根据水电站的开发方式，功能参数，水工建筑物的布置等，并考虑国内外已生产的水轮机的参数及制造厂的生产水平，拟选若干个方案进行技术经济的综合比较，最终确定水轮机的最佳型式与参数。 一：水轮机选型的内容，要求和所需资料 1：水轮机选择的内容 （1）确定单机容量及机组台数。 （2）确定机型和装置型式。 （3）确定水轮机的功率，转轮直径，同步转速，吸出高度及安装高程，轴向水推力，飞逸转速等参数。对于冲击式水轮机，还包括确定射流直径与喷嘴数等。（4）绘制水轮机的运转综合特性曲线。 （5）估算水轮机的外形尺寸，重量及价格。 wertyp9 ed\结合水轮机在结构、材质、运行等方面的要求，向制造厂提出制造任务书。 2.水轮机选择的基本要求 水轮机选择必须要考虑水电站的特点，包括水能、水文地质、工程地质以及电力系统构成、枢纽布置等方面对水轮机的要求。在几个可能的方案中详细地进行以下几方面比较，从中选择出技术经济综合指标最优的方案。 （1）保证在设计水头下水轮机能发生额定出力，在低于设计水头时机组的受阻容量尽可能小。 （2）根据水电站水头的变化，及电站的运行方式，选择适合的水轮机型式及参数，使电站运行中平均效率尽可能高。 （3）水轮机性能及结构要能够适应电站水质的要求，运行稳定、灵活、可靠，有良好的抗空化性能。在多泥沙河流上的电站，水轮机的参数及过流部件的材质要保证水轮机具有良好的抗磨损，抗空蚀性能。 （4）机组的结构先进、合理，易损部件应能互换并易于更换，便于操作及安装维护。 （5）机组制造供货应落实，提出的技术要求要符合制造厂的设计、试验与制造水平。 （6）机组的最大部件及最重要部件要考虑运输方式及运输可行性。 3.水轮机选型所需要的原始技术材料 水轮机的型式与参数的选择是否合理、是否与水电站建成后的实际情况相吻合，在很大程度上取决于对原始资料的调查、汇集和校核。根据初步设计的深度和广度的要求，通常应具备下述的基本技术资料： （1）枢纽资料：包括河流的水能总体规划，流域的水文地质，水能开发方式，水库的调节性能，水利枢纽布置，电站类型及厂房条件，上下游综合利用的要求，工程的施工方式和规划等情况。还应包括严格分析与核准的水能基本参数，诸如电站的最大水头Hmax、最小水头Hmin,加权平均水头Ha，设计水头Hr，各种特征流量Qmin、Qmax、Qa,典型年（设计水平年，丰水年，枯水年）的水头、流量过程。此外还应有电站的总装机容量，保证出力以及水电站下游水位流量关系曲线。 （2）电力系统资料：包括电力系统负荷组成，设计水平年负荷图，典型日负荷
水轮发电机组发电机检修规程第一章设备技术规范
第二章检修类别、周期和项目 一、日常维护及巡视检查：每天1次 1、视听上下导轴承运行时有无异音，仪表所指示瓦温是否正常，受油器是否有磨擦音，有无漏油甩油，油冷却器水流是否畅通等缺陷。 2、检查机组摆度：观察振动和声音有无异常。 3、检查风闸有无异常及管道是否泄漏。 4、检查各表计是否完好，指示是否正常。 5、检查出的缺陷在不影响机组正常运行的情况下，能处理的及时处理；不能处理的作好记录，并安排专门时间处理。 二、小修每年1～2次工期5～10天
检修项目： 1、上下导设备外观油务检查清扫 2、风闸、管路检查处理 3、转子检查、清扫 4、转子滑环及碳刷调整检查 5、对定、转子进行各类常规预防性试验 6、励磁回路引线检查清扫并作绝缘电阻测量 7、油、气、水系统管路检查处理 8、主要阀门检查处理 9、其他缺陷处理 三、大修每3～5年1次工期35～45天 检修项目： 1、受油器解体检修，铜瓦椭圆测量 2、操作油管清洗，做耐压试验，水轮机和发电机大轴清扫 3、推力轴承、上下导轴承检修，油槽清洗及冷却器耐压试验 4、风闸检修，作耐压试验 5、空气冷却器检修 6、发电机转子检查清扫 7、转子滑环及碳刷调整检查
8、对定、转子进行各项试验 9、励磁回路引线检查清扫并作绝缘电阻测量 10、定子检查、清洗去污 11、机组中心调整及轴线处理 12、上下导间隙调整 13、上下导油槽温度计校正及仪表检修 14、管路阀门检修处理 15、相关改造项目 第三章发电机大修拆卸程序及要求 第一节拆受油器 1、因为机组已改用双微机调节，励磁变压器提供励磁电流，因此取消了永磁机，只是利用受油器上顶端面，装有浆叶反馈系统装置。 2、拆受油器前确认操作系统压力已撤，转轮已放油。
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
四川省电力公司文件 川电建[２００６]613号 关于印发《四川并网水力发电机组启动投运前 需完成相关性能试验的技术要求》的通知 四川省投资集团有限责任公司，华能四川水电有限公司，中国华电集团公司四川公司，中国国电集团公司川渝分公司，大唐四川水电开发有限公司，二滩水电开发有限责任公司，国电大渡河流域水电开发有限公司，四川省港航开发有限责任公司，有关并网水力发电公司（厂）：为确保并入国家电网的水力发电机组和电网的安全、稳定运行，根据国家或行业有关技术标准、规程规范等制定了《四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求》，现印发你们， 请按要求认真做好相关试验项目及其试验结果的报审与备案工作，以便并网机组顺利投产发电。
附件：四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求 二○○六年九月十四日 主题词：印发 水电 试验 要求 通知 抄送：省公司朱白桦副总工、电力营销部、调度中心，四川省电力公司通信自动化中心，省公司所属各电业局（公司），映秀 湾水力发电总厂，四川电力试验研究院。 四川省电力公司总经理工作部 2006年9月15日印
附件： 四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验 的技术要求 为确保并入国家电网的水力发电机组合电网的安全、稳定运行。根据国家或行业有关技术标准（或经四川省电力公司认可的省内标准）、规程规范和国家电网公司《二十五项反事故措施》、华中电监局《新建发电机组进入商业运行的管理办法》、四川省电力公司《四川并网发电厂机网协调安全稳定运行要求》、四川省电力公司《关于加强新投运变电站计量装置检定的通知》等规定和要求，特制定《四川并网水力发电机组启动投运前需完成相关性能试验的技术要求》。 一、本要求适用于四川省境内并入国家电网运行的新投产水力发电机组。 二、并入国家电网运行的新投产水力发电机组的常规试验项目与要求应严格执行《水电站基本建设工程验收规程》（DL/T5123-2000）、《水轮发电机组启动试验规程》（DL/T507-2002）和《灯泡贯流式水轮发电机组启动试验规程》（DL/T827 –2002）等有关规定。 三、并入国家电网运行的新投产水力发电机组在完成常规试验项目与要求的基础上，启动投运前仍需完成下列试验项目（亦称：强制性试验项目）： 1.新投产水电站电能计量检测项目 1.1.关口电能表实验室检定及现场校验； 1.2.多功能电能表的检定；
水轮机部分 1．什么是水力发电? 答：水力发电是利用水作为传递能量的介质来发电的。依据一定的自然条件，或拦河筑坝，抬高上游水位；或采用引水的方式，来集中河段中的自然落差，形成发电所需要的水头。水头表示单位重量的水体所具有的势能。当已经形成水头的水经由压力水管流过安装在水电厂厂房内的水轮机而排至水电厂的下游时，水流带动水轮机的转轮旋转，使水能转变为水轮机的旋转机械能。水轮机转轮带动发电机转子旋转，由于磁场切割导体，从而在发电机的定子绕组上产生感应电动势。当发电机与外电路接通时，发电机就向外供电了。这样，水轮机的旋转机械能又通过发电机转变为电能。这就是水力发电的过程。 为了实现这种能量的连续转换而修建的水工建筑物和所安装的发电设备及其附属设备的总体，就是水电厂(站)。 水电厂(站)安装的设备主要有水轮机、水轮发电机、变压器、开关设备和辅助设备等，还有为保证各种设备正常运行而设置的测量、监视、控制、保护、信号等电气设备。 2．检修前应做好的准备工作有哪些? 答：认真做好检修前的各项准备工作，是完成检修任务的首要条件。 (1)人员的组织。充分做好动员工作，组织好各班组的劳动力，平衡施工进度，编制班组作业计划，组织劳动竞赛。将工作任务分解，落实到人。每一个工作面都应由技术比较全面、熟悉设备和系统的人担任工作负责人。工作负责人不仅应对所担负的工作全面负责，还应是安全监护人。全体施工人员应在了解全面工作的基础上弄清楚自己应做的工作，即熟悉图纸，熟悉设备，了解自己所检修设备的工作原理、拆装和修理的方法。 (2)工器具准备。工器具是完成检修工作任务的物质基础。检修前应根据检修项目，检查专用工具(包括安全用具)是否齐全完好；检查必需的工具是否足够；专用机械、起重设备和其他起重机械有无缺陷，是否可用。如果有问题应及时处理，必要时还应对起重设备进行一些试验，以确保其完好可用。 (3)物资准备。做好物资准备，包括材料、备品、安全用具、消防器材等。根据检修项目，编制大修需要材料、工具、备件及量具仪表等清单。清点库存备品数量，若有不足应及时补充。检修所需的材料应在开工前采购回来，并送到班组。 (4)编制计划。检修前，根据年度检修计划、设备缺陷、运行情况、上次大修总结、小修查核结果，以及决定采用的技术革新项目和先进经验等，进行现场查对，深入分析各项资料，做好必要的设计、试验和鉴定工作，落实检修计划项目。根据检修计划和设备缺陷记录，以及改进工程项目等资料编写检修项目、计划工时和网络计划，做到科学合理。根据网络计划安排班组的施工进度，并在设备拆开后，根据检查结果进行最后修正。同时绘制必要的图纸，印好原始记录表格等，以及编制各施工项目的具体技术措施和安全措施，特别是技术改进项目的技术措施，更应认真做好，并向施工人员进行技术交底。 (5)编制检修设备一览表、大修项目表、施工进度表和大修准备工作进度表。准备好检修工作场地，并绘制场地布置图。工作场地的布置，特别是大部件的摆放，要做到井然有序，不要影响其他机组的运行，还要考虑放置大设备场地的承载能力，同时要给检修工作创造一个较好的工作环境。 3．检修施工过程中有哪些管理工作? 答：在大修施工中应特别注意抓好安全、进度、质量等几个方面的管理。 大修工作开始后，首先要对设备进行拆卸检查，对设备内部情况做出详细鉴定，然后根据检查结果，修正检修设备一览表和大修项目表。对可能影响施工进度或需要进一步落实技术措施的项目，应提前解体检查。在解体检查时，有关专业人员应深入现场掌握第一手资料，
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。
论小水电站运行中发电机并网运行的几种状态 【摘要】我国南方水力资源丰富，随着经济的发展，小水电站的兴建犹如雨后春笋般多起来，笔者通过自身的实践，阐述了小水电站发电机并网运行中四种状态的判断和处理方法，使运行工作人员能更好、更安全、更经济的做好小水电站的运行工作。 【关键词】小水电站并网运行状态处理 步入2008年之后，国际油价不断创新高，能源紧缺和涨价成为人们生活中常谈的话题。目前，电力资源作为人们生活中最常接触的能源，也已经非常紧张，随着夏季的即将到来，很多地方出现了拉闸限电的情况，电力能源的紧缺已经成了制约我国经济发展的一个重要因素，怎样才能缓解电力紧张的局面，如何更好的开发电力资源，成为我们必须面对的问题。中国地大物博，水利资源作为可再生的资源特别丰富。笔者认为，应当尽先开发水电，在开发大、中型水电的同时，应当努力开发小型水电。小水电可以适应农村分散的、可靠性要求不高的农业用电的要求，具有见效快，不用燃料，有的可以同农田水利灌溉相结合的优点，是我国廉价能源之一。小水电在大电网达不到的地方，可以解决大电网所不能解决的问题。在这些地方小水电具有绝对的优势，应该大力发展，这样就可以做到大、中、小相结合，大电网和小水电密切配合，经济、合理的解决我国农村电气化问题，解决日益紧张的电力供应紧张问题。 随着水电事业的发展，绝大多数水电站都与大电网并网运行，解决了过去电站孤立运行时带来的一系列问题，如供电可靠性差、电能质量差、带负载能力差等。由于小水电站，单机容量大多在5000kw以下，其保护设施差，在运行中出现不正常运行时如不及时处理可能造成发电机乃至系统的严重故障。因此了解和掌握发电机并网运行的几种状态，不仅具有很强的技术实用性，而且对保证并网发电记得安全、经济运行都有实际意义。 一、发电机运行状态 发电机并网后，就可向电网输送电能，由于电能的发、供、用是在同一瞬间完成，因此必须保持系统功率的平衡，且有功的不平衡会影响电网的频率，无功的不平衡会影响电网的电压。发电机正常运行时，由于系统负荷发生变化，因此运行人员应按照给定的负荷曲线或调度命令，及时对发电机的有功和无功进行调整。
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。
答案： D 9.＞透平油HV — 20比HV — 30的运动黏度() 。 水轮发电机机械检修》中级工理论复习题 、选择题(请将正确答案的代号填入括号内) 1.＞当某力R 对刚体的作用效果与一个力系对该刚体的作用效果相同时，该力 答案：A 答案： C 3.＞( ) 是衡量单位时间内力对物体作功多少的物理量。 答案： D 答案： A 5.>SFD 表示 ( ) 。 (A)卧式；(B)立式空冷；(C)贯流式；(D)水轮发电-电动机。 答案： D 答案： A (A)压力，50% ?60%; (B)阻力，70% ?80%; (C)压力，80% ?90%; (D)阻力，50% 60%。 答案： C 8.＞磁轭键是斜度为()，宽度为50,厚度为S 的一对长短键。 (A)1 : 50; (B)1 : 125; (C)1 : 150; (D)1 : 200。 (A)合力；(B)分力; (C)作用力；(D)反作用力。 R 为该力系的 2.＞物体的惯性是指物体 ( ) 原有运动状态的能力。 (A) 改变；(B)加强; (C)保持；(D)减弱。 (A)动能；(B)势能；(C)效率; (D)功率。 4.＞ 立式水轮发电机，按其 ( ) 的装设位置不同，分为悬吊型和伞型两大类。 (A)推力轴承；(B)上导轴承; (C)下导轴承；(D)水导轴承。 6.＞目前，国内大多数水轮发电机均采用 ( 导轴承。 (A)多块瓦式；(B)筒式；(C)楔子板式; (D) 弹簧式。 7.＞转子磁轭和磁极是水轮发电机的主要 ( ) 元件，整个通风系统中，其作用占
（A ）大；（B ） —样；（C ）小；（D ）不可比较。 答案： C 10.> 绝缘油在设备中的作用是 （ ） 、散热和消弧。 答案：C （B ）速度第一，安全第二；（C ）安全第一，预防为主； （D ）安全第一, 速度第二。 答案： C 12. > 在低转速重载荷的机械摩擦部位常用 （ ） 润滑。 （A ）钙基润滑脂；（B ）钠基润滑脂；（C ）锂基润滑脂；（D ）钼基润滑脂。 答案： B 13. >设原图形的比例为 1: 10，将其局部结构放大 5倍，局部放大图应标明的比例为 （ ） 。 (A)5 : 1； (B)2 : 1； (C)1 : 2； (D)1 : 5。 答案： C 14. > 采用旋转剖时，箭头表示 （ ） 。 （A ）投影方向；（B ）旋转方向；（C ）图形配置方向；（D ）既是投影又是旋转方向。 答案： A 15.>现要拆M10的螺丝，则需开口大于（） mm 的扳手。 (A)10； (B)15； (C)20 ； (D)25。 答案： B 16.> 制动器的闸瓦面安装后的高程偏差不应超过 （ ） 。 (A)±1mm ； (B)±2mm ； (C)±3mm ； (D)±1.5mm 。 答案： A 17. > 主轴某测量部位，某轴号的净摆度值与直径方向对应轴号的净摆度之差，称为该部位 该直径方向上的 （ ） 。 （A ）摆度；（B ）全摆度；（C ）净摆度；（D ）净全摆度。 答案： D 11.> 电力生产的方针为 （ ）。 （A ）润滑；（B ）密封; （C ）绝缘；（D ）防护。 （A ） 先生产，后安全；
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
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；
冲击式水轮发电机组 七级水电站 检修作业指导书 （水轮发电机部分） 编制： 审核： 批准：
一水轮机检修作业指导书 1 目的 1.1 保证水轮机拆机符合技术管理要求。 1.2 为所有参加本项目的工作人员确定必须遵循的质量保证程序。 2 适用范围 本作业指导书仅适用于大河沿河七级水电站水轮机（CJA237-W-110/2×13.5）部分的拆机标准。 3 引用标准 3.1水力发电厂企业标准Q/HLD－J04－04－01－99《水轮机检修工艺规程》。 3.2《中华人民共和国电力工业部电业安全工作规程》（热力和机械部分－1994版）。 4 作业条件 4.1.1工作人员需是专业从事水轮机机械部分检修人员。 4.1.2工作人员需持有《省级电力公司水轮机设备检修岗位证书》； 4.1.3职责与权限； 4.1.4水轮机部分的拆机由现场工作负责人负责，工作负责人依工作情况确定适当人数（至少6人）； 4.1.5指定专人做好记录，确保记录真实、准确、工整； 4.1.6对施工现场进行安全监护，做好安全防护标示。 5 作业准备 5.1安全准备 5.1.1工作负责人应填写《水轮机机械部分检修》工作票并由签发人签发后提前一天送达运行中控室； 5.1.2工作负责人组织工作人员开展危险点分析，按要求做好现场安全措施； 5.2工具、材料准备 5.2.1拆卸水轮机大盖及打开转轮室人孔门的工具、材料准备；
5.2.2水轮机喷针、折向器拆卸所需工具和材料； 6 作业开始 6.1拆机准备工作 6.1.1工作负责人办理工作票许可，检查安全措施，交待工作范围，有疑问时应提出； 6.1.2工作负责人、工作票签发人和工作许可人，分别在工作票上签名，许可开工。工作票一式两份，一份留中控室，一份带到工作现场； 6.1.3召开班前会，进行开工前“三交待”，并根据情况对工作任务进行具体分工。 6.1.4检查主阀是否关闭，旁通阀是否关闭。 6.1.5打开转轮室进人孔，进入转轮室检查，测量喷嘴间隙，喷针射流直径、折向器 最大开度、最小开度、并作记录。 6.2水轮机拆卸 1)分解准备,分解前作好记号与记录； 2)拆除水轮机大盖,检查机座密封橡条； 3)对大盖进行清扫； 4)对大盖外部进行除锈刷漆；