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/T8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》
GB/T15468-2006《水轮机基本技术条件》
GB/T10969《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
水轮机转速是水轮机转轮单位时间内旋转的次数，常用n表示，转速的单位为“转/分钟”。
表 1 水轮机主要技术参数表 5 水轮机运行要求
4 水轮机概述及主要技术参数
卡子水电站水轮机是由重庆立崧电机设备有限公司制造，水轮机额定出力为 2×7.032MW。本厂水 轮机型号为 CJA475-W-138/2×15.5，水轮机系卧轴微机单元控制直流内控型油操作双喷嘴冲击式水轮 机。具有结构紧凑合理、重量轻、效率高、操作简单、安全可靠等优点，其安装、使用、维护都十分 方便。
本水轮机是由转动部分、喷嘴装配及管控部分、机座装配以及平水栅等组成。在整个操作机构中 为确保机组压力钢管的安全，设置了由全液压控制的直流内控式喷嘴与偏流器组成的双重调节机构， 动作由 YWCT-2/2-4.0 型微机调速器控制。调速器与水机之间无杆件推动传递，减少了连接死区，调节 性能优秀，完全可以满足电能质量和调节保证的要求。此外，每台水轮机进水管前装有一个直径为 800mm 的液压球阀，以利于检修喷嘴和事故停机。本机组还设置反向制动喷嘴，供停机用。在机座下 方设有平水栅，停机后，可供装配检修之用。水轮机主要技术参数见表 1。
5.1 对技改后水轮机技术参数变更内容应有详细书面文件，留一份存放控制室备查。
5.2 水轮机的停修及恢复投运，应经省调值班调度员批准，按调度命令执行；紧急情况下，水轮机的 事故停运，值长可以事先作出决定，但事后应逐级向上汇报。 5.3 水轮机的工作环境应清洁，厂房内空气的相对湿度不超过 70%。 5.4 机组机械制动加闸转速:25%Ne ，制动油压 2.5MPa ，制动时间 2min 。 5.5 正常情况下，制动油压低于 2 MPa 时，不得启停机组。 5.6 机组机壳进人门密封良好，进人门紧固螺栓安装牢固。 5.7 机组喷针接力器及喷针开度反馈信号准确。
5.8 机组的开停机必须经相关领导或值长的允许；进水口事故检修闸门起落操作必须经主管生产的领 导允许。
6 运行安全
6.1 为防止发生水轮机事故，并网电厂的水轮机的技术性能和参数应满足所接入电网要求，并应达到 安全性评估和技术监督的要求。
6.2 为保证水轮机安全运行应满足以下要求：
名 称 参 数 名 称 参 数 型 号 CJA475-W-138/2×15.5
额定效率 90％
额定功率 7.106MW 额定流量 3
2.7 m /s
额定水头 295m 飞逸转速 900 r/min 额定转速 500 r/min 转轮节圆直径 1380 mm 射流直径 155 mm 喷针最大行程 125.6 mm 喷 嘴 数
2 个
喷针最大工作压力
4.0 MPa
6.2.1机组正常运行时应避开运行振动区域。
6.2.2调速器水头设定或采集与实际相符，保证水轮机高效稳定运行。
6.2.3水轮机运行水头应严格遵守设计水头规定范围。
6.2.4水轮机各类机械保护应全部投入，动作可靠。
6.2.5水轮机保护的控制电源应稳定可靠。
6.2.6机组压力油管连接牢固，无振动现象。
6.2.7水轮机运行时摆度在正常范围内。
6.3水轮机技改设备投运前，应经所在单位领导同意，报相关调度部门批准，并做好事故预想。水轮机新增加或技改设备，必须经厂家试验认证和运行现场的全面检验，方可投入运行。
6.4定期检查和分析水轮机在运行中反映出来的各类不正常状况。建立水轮机机械结构和流道定期检查和记录制度，从中找出薄弱环节和事故隐患，及时采取有效对策。
6.5检查水轮机机壳进人孔门全部封盖严密；
6.6油压装置未失压前，不得许可在调速系统及其自动装置上进行工作。
6.7继电保护、自动装置及仪表整定值，值班人员不得擅自更改。
7水轮机操作的注意事项
7.1水轮发电机组新安装和A、B修后启动机组按启动试验程序进行，其它性质检修的机组应经按有关试验要求合格后，方可并入系统。
7.2发电机组启动操作注意事项及检修后的机组（水轮机部分）必须完成下列工作后方可启动：
7.2.1收回有关工作票，并办理了工作终结手续。工作人员全部撤出工作场所，拆除所设全部安全措施（如短路接地线、标示牌、临时遮拦等），并确定转动部分无异物，无人作业，关闭风洞进人门。作业交待清楚，现场清理干净，并经主管生产领导同意方可进行恢复工作。
7.2.2检查油系统与调速器投入正常。
7.2.3水机保护投入正常。
7.2.4制动系统投入正常，油压制动装置已复归。
7.2.5机组技术供水系统投入都正常。
7.2.6机壳进人门且无漏水现象。
7.2.7进水阀已全开。
7.3室温低于5℃时，水系统有关设备应及时做好防冻措施（在条件允许时放空存水，或保持过水设备的流水状态）。
7.4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，同时要求进行检修交待。
7.5备用水轮机应满足以下条件：
7.5.1进水阀应全开。
7.5.2各部动力电源、操作电源、信号电源投入良好。
7.5.3调速系统正常,调速器在“自动”、“远方”控制方式。
7.5.4制动系统良好。
7.5.5各部油槽油色、油位正常。
7.5.6各保护装置、自动装置投入良好。
7.5.7未经当值值长同意，不得在备用机组上进行工作。
7.6开停机的有关要求
7.6.1未经当值值长同意，禁止将调速器喷针控制方式切“手动”运行；
7.6.2在自动开停机过程中，自动装置动作不良，应手动帮助。
7.6.3事故停机后，未查明原因和排除故障前不准再次开机，各种故障、事故信号未经当值值长同意，不得随意复归。
7.6.4轴瓦和油槽温度比正常高2～3℃或突然出现普遍上升时，及时分析原因；若个别点接近报警限额，先调整机组的运行工况并密切关注其温度变化情况，然后通知相关维护人员检查，并及时向主管生产领导和相关领导汇报；
7.6.5轴承的振动、摆度值不能超过允许限值。
7.6.6调速器机械操作柜内两滤芯前后压差不得超过0.3Mpa；
7.6.7调速器机械操作柜喷针控制方式在“手动”运行时，柜旁应有专人监视；
7.6.8正常情况下，原则上优先开启连续停机时间最长的机组。
7.6.9备用机组经巡视检查无异常后可以开机。
8水轮机监视和巡回检查
8.1水轮机监视
8.1.1监视油泵工作正常，压力油罐油压，油位符合运行规定。
8.1.2监视机组频率正常，喷针动作正确。
8.1.3监视机组各振动摆度点测值正常，无越限情况。
8.1.4监视机组各轴承油位正常，无油位报警信号。
8.1.5监视机组各轴承温度测点测温正常，温度显示在规定范围内。
8.1.6监视机组冷却水水压正常，冷却水总管流量无明显变化。
8.1.7监视水轮机密封正常，无漏水现象。
8.2水轮机的巡回检查
8.2.1水轮机运行中巡回检查项目：
8.2.1.1检查前导、后导轴承油温、油色、油位正常，各管路无漏油、漏水现象。
8.2.1.2机组油压制动装置压力正常。
8.2.1.3喷针开度与实际相符。
8.2.1.4检查各冷却水水压、流量正常。流量开关显示正常。
8.2.1.5接力器传动机构周围无杂物，传动无卡阻。
8.2.1.6接力器各连接完好，接力器无渗漏油现象。
8.2.1.7水轮机大轴转动平稳，大轴接地碳刷接触良好。
8.2.1.8转轮室无异常撞击声。
8.2.1.9检查机壳进人门密封可靠，无漏水现象。
8.2.2备用水轮机的巡回检查项目：
8.2.2.1检查油压装置油位、油压正常。
8.2.2.2供油总阀全开，各供排油管路无渗漏。
8.2.2.3制动油压正常，制动闸确在复归位置且制动闸动作可靠。
8.2.2.4油泵自动控制回路正常，切换开关在自动位置。
8.2.2.5机组各部冷却器完好，进水阀门位置正确，且无漏水现象。
8.2.2.6前导油槽、后导油槽的油位、油质正常。
8.2.2.7三叉管下方放水阀已全关。
8.2.2.8机壳进人门已关闭。
8.2.2.9检查水轮机仪表屏各测量显示值正确。
8.2.3运行中的水轮发电机组遇到下列情况时应停机检查：
8.2.3.1发电机发生突然撞击者。
8.2.3.2发电机的振动和摆度突然增大者。
8.2.3.3机组声响不正常者。
8.2.3.4油槽的油面突然上升或下降者。
8.2.3.5冷却水突然中断，超过规定时限仍无法恢复者。
8.2.3.6轴承的温度突然升高，经处理仍无法降低者。
8.2.3.7稀油站油位异常，油泵运行异常。
8.2.3.8定子线圈或铁芯温度突然大幅上升或跳跃上升者。
8.2.4水轮机检修后投入备用或第一次启动运行前，必须注意做下列检查工作：
8.2.4.1水轮机各项检修工作结束，按验收等级验收合格，检修工作人员全部撤离现场，办理工作票终结手续，作业交待清楚，现场清理干净，并经安全生产部领导同意方可进行恢复工作。
8.2.4.2在封闭机壳进人孔门前，应先检查里面确无人员和物件遗留在内。
8.2.4.3机组冷却水管路水耐压试验结束，耐压合格。
8.2.4.4制动系统恢复正常，且制动闸复位。
8.2.4.5各油槽油位正常正常。
8.2.4.6机组流道充水工作前，应先检查机壳进人门关闭良好，三叉管防水阀全关，机组喷针在全关位置，各压力监视装置正常。
8.2.4.7进水阀全开后，应检查各部水压力正常，无渗漏水现象。
8.2.4.8进水口闸门全开后，恢复冷却水系统，阀门在正常位置。
8.2.5机组开停机前后应对水轮机各部进行一次全面检查。
9水轮机运行维护
9.1为保证水轮机运行的安全可靠，水轮机必须定期进行测试维护工作，发现问题要及时通知相关人
员处理。
9.2按照运行规程定时检查各油温、瓦温、压力表等数值。
9.3定期检查调速器系统的油质。
9.4经常检查油系统的油位，不足时应补充新油。
9.5定期清洗滤油器，滤水器。
9.6经常观察转动部分的运转情况，如有异常应及时检查处理。
9.7透平油库内净油罐应有足够的透平油，室内应保持清洁，消防设施齐全并摆放规范。
9.8油系统管路中各阀门位置正确，无渗漏现象。
9.9主轴密封漏水情况
10水轮机故障与事故处理
10.1故障和事故发生时的处理原则
10.1.1根据仪表及#1B主变显示、设备异常现象和外部现象判断故障或事故确已发生。
10.1.2在值长的统一指挥下，合理安排值班人员进行处理，采取有效措施遏制故障或事故的发展，解除对人身和设备的危害，恢复设备的安全稳定运行，按照设备的管理权限，及时将处理情况向调度、安全生产部汇报，严重事故应向安全生产部经理及厂长回报。
10.1.3在处理过程中，值班人员应坚守岗位，迅速正确地执行值长的命令。对重大突发事件，值班人员可依照有关规定先行处理，然后及时汇报。
10.1.4在保护动作事故停机过程中，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。
10.1.5对事故设备应尽快隔离，对正常设备保持或尽快恢复运行。
10.1.6处理完毕后，当值值长应如实记录故障或事故发生的经过、现象和处理情况。处理过程中要注意保护事故现场，未经值长同意不得复归事故信号或任意变动现场设备情况，紧急情况除外（如危及人身、设备安全时）。
10.2机组遇以下情况之一，应按紧急停机按钮：
10.2.1轴承油槽油位急剧下降，大量漏油、甩油，补充不及，且瓦温急剧上升时。
10.2.2空冷器冷却水管大量漏水，无法制止，威胁机组安全运行时。
10.2.3机组过速达140﹪额定转速或调速器失灵无法关闭喷针和投入偏流器时。
10.2.4调速器失灵，手动无法控制时。
10.2.5发电机或励磁功率柜着火。
10.2.6机组内部发生连续的特大异常响声时。
10.2.7机组振动、摆度超过允许值，并继续恶化时。
10.2.8调速系统油压下降至3.0Mpa，事故低油压未动作时。
10.2.9稀油站油箱严重漏油或冷却器严重漏水，危及设备安全。
10.2.10其它严重危及设备安全时。
10.2.11压力管道发生爆管事故时。
10.3遇下列情况时，值班人员可不经允许先行解列停机，但事后应汇报：
10.3.1机壳进人门大量漏水；
10.3.2水淹厂房。
10.4机组过速140％Ne动作
10.4.1事故现象
10.4.1.1#1B主变发“机组过速140％Ne动作”事故信号。
10.4.1.2现地控制单元LCU屏上“机组过速140％Ne动作”指示灯亮。
10.4.1.3#1B主变上有“机组过速140％Ne”等语音报警及报文。
10.4.1.4测速装置转速记忆的转速已超过150％Ne。
10.4.1.5对应机组事故停机，伴有机组高速运转的回转声。
10.4.2事故处理
10.4.2.1监视机组事故停机过程和自动化元件的动作情况，发现拒动时应及时手动帮助。
10.4.2.2检查机组保护动作过程，如机组过速保护装置拒动，应立即手动紧急停机，若纯机械过速装置已动作，严密监视停机过程自动化元件的动作情况。
10.4.2.3停机后，应查明事故原因并做好机组转动部分检查的安全措施，在相关人员对测速装置及机组全面检查完毕、确认各部无异常后才可以启动机组，机组启动后应测量摆度，正常后方可并入系统运行。
10.5事故低油压
10.5.1事故现象
10.5.1.1现地控制单元LCU屏上“事故低油压动作”指示灯亮。
10.5.1.2#1B主变上报“事故低油压”信号弹出报文及语音报警。
10.5.1.3油压装置油压降至3.0Mpa以下。
10.5.1.4机组出口断路器跳闸。
10.5.1.5机组灭磁开关跳闸。
10.5.1.6机组事故停机
10.5.2事故处理
10.5.2.1监视机组事故停机动作情况，自动失败，手动帮助。
10.5.2.2检查油泵是否启动、是否打不上油。
10.5.2.3检查油压系统阀门管道是否有破裂跑油现象。若压力油无法恢复，联系维护人员处理。10.6轴承温度过高
10.6.1事故现象：
10.6.1.1#1B主变报“轴承温度过高”事故信号报文及语音报警。
10.6.1.2机旁LCU柜报“轴承温度越高限”信号。
10.6.1.3发电机出口断路器跳闸。
10.6.1.4机组事故停机。
10.6.2.1监视机组停机过程，若自动失败，应手动帮助。
10.6.2.2检查机组各部温度，判明是否误动
10.6.2.3查明事故原因，无法处理应及时联系维护人员。
10.7轴承温度高
10.7.1故障现象：
10.7.1.1#1B主变报“轴承温度高”故障信号及语音报警。
10.7.1.2机旁LCU柜报“轴承温度高”信号。
10.7.2故障处理：
10.7.2.1检查信号是否误动。
10.7.2.2监视各轴承温度，观察温度是否有上升趋势，如有上升趋势，准备停机。
10.7.2.3检查各轴承油槽冷却水是否正常。
10.7.2.4检查机组摆度是否过大，调整机组负荷。
10.7.2.5如无法控制轴承温度，及时联系省调，停机处理。
10.8机组冷却水中断
10.8.1故障现象：
10.8.1.1中控室计算机监控系统报“机组冷却水中断”故障讯号及语音报警，
10.8.1.2机旁LCU柜报“机组冷却水中断”信号。
10.8.2故障处理：
10.8.2.1检查信号是否误动。
10.8.2.2检查冷却水是否投入正常，水压是否足够。
10.8.2.3检查发电机定子温度、热风温度是否升高。
10.8.2.4检查空气冷却器管路是否漏水，如有漏水，退出故障冷却器。
10.8.2.5检查各导轴承及温度是否有升高现象，是个别还是多数现象,如有几个导瓦温度升高，并加
强监视。如导瓦温度上升速度过快，立即停机。
10.8.2.6如发电机无异常，热风温度不超过定值，联系维护人员检查信号回路。
10.8.2.7如冷却水短时不能恢复，密切监视发电机温度，若急剧上升，联系调度降低负荷或停机处理。
10.8.2.8现场检查示流器和冷却器状况。
10.8.2.9冷却水管路有无漏水。
10.9机组振动、摆度偏大：
10.9.1故障现象：
10.9.1.1#1B主变报“机组摆度越限动作”，并弹出简报信息及语音报警。
10.9.1.2机组可能运行声音增大。
10.9.1.3轴承温度较正常情况偏高。
10.9.1.5监视机组振动、摆度，判断振动、摆度是否升高。
10.9.1.6严密监视各轴承温度是否升高。
10.9.1.7调整机组运行工况脱离振动区运行，使振动或摆度最小。无效时，应查明振动、摆度偏大的原因，并根据振动或摆度偏大值，决定是否停机处理。
10.9.1.8若经测量机组振动、摆度未偏大，应查看是否是振摆装置故障所至,并联系检修处理故障。
10.10机组油压装置油泵启动频繁
10.10.1若油泵启动/停止整定值改变，则联系维护人员调整。
10.10.2若接力器漏油较大，则设法减少漏油。
10.10.3若调速器抽动，则设法减少其抽动。
10.11机组油压装置油泵备用启动
10.12若“主用”油泵不启动，或虽启动但不上油，则查明原因，即时处理。
10.13若油泵启动/停止整定值改变，则联系维护人员调整。
10.14若接力器漏油较大，则设法减少漏油；
10.15若调速器抽动，则设法减少其抽动。
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：
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
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。
摘要 水电站机电部分设计主要根据获得的设计材料中给定的水头范围进行的主机选型，根据选择的三方案中择优进行模型综合特性曲线的绘制，即选出一方案进行绘制，再根据效率，转速等选其一进行蜗壳、尾水管、水轮发电机外形的计算和绘图，最后进行水轮机的调节保证计算和调速器设备选择。 关键字：水轮机主机选型；水电站机电设备初步计算；外形设计；调节保证计算。
前言 毕业设计是高等教育教学中的最后一个教学环节，是实践性教育的环节。 毕业设计与其他教学环节构成有机的整体，也是各个教学环节的继续、深化补充和检验，是将分散、局部的知识内容加以全面的结合，这次设计提高了我们运用知识的综合能力，将知识化为能力，巩固和加深所学知识，培养知识，综合了系统化的运用。 目前，我国大陆水力资源理论蕴藏在1万KW以上的河流共3886条，水力资源理论蕴藏年发电量6082.9Tw·h；技术可开发装机容量541.64GW。经济可开发装机容量401.8GW。我国水力资源具有三个鲜明特点：第一、在地域上分布极不平衡，西部多，东部少。西部水利资源开发出了满足西部电力市场的需要，更重要的是考虑东部电力市场。第二、大多数河流年内、年际经流分布不均。第三、水力资源集中于大江大河，有利于集中开发和规模外送。 本次设计的主要内容为主机选型、蜗壳、尾水管、发电机确定和调节保证计算。设计过程中，依据资料水电站水头，单机引水流量，总装机，对水轮机发电进行初选，并根据单位转速，模型综合特性曲线，对水轮机型号，转速，效率出力等进行认真计算，校验，对选择方案的蜗壳水管，水轮机选型和绘图。对水轮机进行调节保证机算。
通过这次对相关专业知识的课题设计，更加深入的认识知识和实际应用，学会知识与实际结合、与实践结合，得以充分利用知识为以后工作打下了坚实的基础。 编者 2012年5月 目录 摘要 (1) 前言 (2) 目录 (3) 第一章水轮机型号选择 (5) 第一节水轮机型的选择 (5) 第二节初选水轮机基本参数的计算 (6) 第三节水轮机运转综合特性曲线的绘制 (17) 第四节待选方案的综合比较和确定 (19) 第二章蜗壳计算 (21) 第一节蜗壳形式、进口断面参数选择 (21) 第二节蜗壳各断面参数计算 (23) 第三节金属蜗壳图 (25) 第三章尾水管选型 (26) 第四章水轮发电机的初步选择计算 (27) 第五章调节保证计算及设备的选择 (33) 第一节调节保证计算 (33)
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
第1章 概论 （一） 单项选择题 1．水轮机的工作水头是（ ）。 （A ）水电站上、下游水位差 （B ）水轮机进口断面和出口断面单位重量水流的能量差 2．水轮机的效率是（ ）。 （A ）水轮发电机出力与水流出力之比 （B ）水轮机出力与水流出力之比 3．反击式水轮机是靠（ ）做功的。 （A ）水流的动能 （B ）水流的动能与势能 4. 冲击式水轮机转轮是（ ）。 （A ）整周进水的 （B ）部分圆周进水的 5．喷嘴是（ ）水轮机的部件。 （A ）反击式 （B ）冲击式 （二）填空题 1．水电站中通过 把水能转变成旋转机械能，再通过 把旋转机械能转变成电能。 2．水轮机分为 和 两大类。 3．轴流式水轮机分为 和 两种。 4．水轮机主轴的布置形式有 和 两种。 5．冲击式水轮机有 、 和 三种。 （三）计算题 1．某水轮机的水头为18.6m ，流量为1130m 3/s ，水轮机的出力为180MW ，若发电机效率97.0=g η，求水轮机的效率和机组的出力g P 。 2．某水轮机蜗壳进口压力表的读数为a P 310650?，压力表中心高程为887m ，压力表所在钢管内径D = 6.0m ，电站下游水位为884m ，水轮机流量Q = 290 m 3/s ，若水轮机的效率%92=η，求水轮机的工作水头与出力。 第2章 水轮机的工作原理 （一） 单项选择题 1．水轮机中水流的绝对速度在轴面上的投影是（ ）。 （A ）轴向分量z v （B ）轴面分量m v 2．水轮机中水流的轴面分量m v 与相对速度的轴面分量m w （ ）。 （A ）相等 （B ）不相等 3．水轮机输出有效功率的必要条件是（ ）。 （A ）进口环量必须大于0 （B ）进口环量必须大于出口环量 4．无撞击进口是指水流的（ ）与叶片进口骨线的切线方向一致。 （A ）绝对速度 （B ）相对速度 5．法向出口是指（ ）。 （A ）出口水流的绝对速度是轴向的 （B ）出口水流的绝对速度与圆周方向垂直 （二）填空题 1．水轮机转轮中的水流运动是 和 的合成。 2．水轮机轴面上所观察到的水流速度分量是 和 。
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）。