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#3水轮发电机组运行规程编写：詹振霞、江向东修订：江向东审核：罗君雄刘建峰审定：黄辉娇批准：杨炳良二00六年十二月十三日目录1 主题内容和适用范围………………………………………………………………………………（）2 引用标准……………………………………………………………………………………………（）3 总则…………………………………………………………………………………………………（）4 机组运行操作………………………………………………………………………………………（）5 机组运行检查项目…………………………………………………………………………………（）6 机组故障及事故处理………………………………………………………………………………（）7 发电机保护装置……………………………………………………………………………………（）8 励磁系统……………………………………………………………………………………………（）9 厂用电系统……………………………………………………………………………………………（）10 辅助设备……………………………………………………………………………………………（）附录A 发电机主要技术参数…………………………………………………………………………（）附录B 励磁系统主要技术参数………………………………………………………………………（）附录C 水轮机主要技术参数…………………………………………………………………………（）附录D 液压工作蝶阀主要技术参数…………………………………………………………………（）附录E 电动检修蝶阀主要技术参数…………………………………………………………………（）附录F 辅助设备主要技术参数………………………………………………………………………（）附录G 发电机保护装置液晶显示说明………………………………………………………………（）附录H 发电机保护压板定义…………………………………………………………………………（）附录I 油、水、气系统阀门编号……………………………………………………………………（）1 主题内容和适用范围1.1 本规程规定了池潭水电厂#3水轮发电机组的运行规定、操作、检查、故障及事故处理等内容。
电站水轮发电机组运行操作步骤
1、检查水轮发电机组的各个部件是否完好无损，特别是水轮叶片、
轴承、发电机等部件，确保没有发现明显的损坏或故障；
2、检查导水管道和水箱是否通畅，有无渗漏现象，并及时清理杂物，确保水流顺畅；
3、检查水轮发电机组的电气设备，包括接线端子、电缆、开关等是
否接触良好，无松动或短路现象；
4、启动水轮发电机组前，需要检查发电机组的冷却系统，确保冷却
水流通无阻，冷却效果良好；
5、检查润滑系统，确保润滑油充足，并启动润滑油泵，确保各个润
滑点润滑正常；
6、检查并调整发电机组的自动调压、并网控制等参数，确保发电机
组的输出电压、频率等参数符合要求；
7、启动水轮发电机组前，应先通知相关人员远离发电机组，以确保
人员安全；
8、启动水轮发电机组，按照启动顺序依次启动发电机组主机、辅助
机组等，确保各个部分逐渐稳定运行；
9、启动后，监测各个参数，包括电流、电压、频率、温度等，确保
发电机组运行正常；
10、定期检查发电机组的运行状态，包括机械振动、噪音、温度升高等，发现异常及时处理；
11、发电机组停机时，先关闭降压器、断开并网装置，然后按照逆序
停止各个设备，确保安全停机；
12、定期进行维修保养工作，包括对各个部件进行检修、润滑油更换、设备清洗等，延长发电机组的使用寿命。
以上是电站水轮发电机组运行的一般操作步骤，具体步骤和注意事项
应根据不同的水轮发电机组型号和实际情况进行调整和补充。
同时，在操
作过程中，要注重安全事项，遵守操作规程，确保人员和设备的安全。
水轮发电机运行规程前言原电力工业部首次颁发的《发电机运行规程》，为发电厂编制现场运行规程提供了依据，规定了发电机统一的运行标准，对保证发电机安全经济运行，起到了积极的作用。
1982年，原水利电力部根据电力工业发展的需要和实践经验的总结，对原规程作了修订，修订后的规程自1982年6月颁发以来已近20年。
在此期间，大容量、高电压、国外制造的发电机相继投入运行，发电机的结构、材料、技术性能、自动化程度、辅助设备及安全监测装置配置等都随着科技进步发生了很大变化，原规程的部分条文已不适应设备现状；随着运行管理经验的积累和管理方法的改进，以及现代化管理手段的不断采用，运行单位对发电机运行管理的水平有了很大提高，仍沿用原规程规定的管理程序、方法已不能适应保证发电机安全经济运行的需要。
这本《发电机运行规程》适用于汽轮发电机和水轮发电机，是二者通用的技术标准，有关汽轮发电机和水轮发电机的特殊规定在规程中虽作了注明，但合并在一起重点不够突出，使用不够方便，也不能对各自的特点进行必要的、详细的规定，随着水力发电厂装机容量比重不断增大，有必要对水轮发电机单独编制运行规程。
基于上述情况，为适应生产的发展和电力工业的科技进步及与国际接轨的需要，原电力工业部科技司技综［1994］42号文《关于下达1994年制定、修订电力行业标准(第一批)的通知》下达了由原东北电力集团公司修订原水利电力部颁发的《发电机运行规程》、重新编制《水轮发电机运行规程》的任务。
《水轮发电机运行规程》编制工作自1995年末开始，在原东北电力集团公司组织领导下，由丰满发电厂负责规程的修订编写。
在规程修订过程中，对原规程条文作了细致地分析研究，查阅了有关发电机设计、制造、技术条件、使用要求、技术标准等文献资料，结合当前水轮发电机制造、运行的具体情况和今后技术的发展，提出了原规程保留、删除、改动、补充、完善的内容。
在此基础上对部分水电厂进行了调研和征求意见后，提出了规程初草，并形成送审稿。
第六篇水轮机运行维护规程第一章水轮机的运行技术参数1.1 水轮机运行技术参数1.2.1 1#～2#机 HLD08-LJ-96HL—代表水轮机型式为混流式；D—代表制造厂家为东方电机厂；08—代表转轮的模型编号为08（2F为10）；L—代表主轴布置形式为立式；J—代表引水室为金属蜗壳；96—代表转轮标称直径为96cm。
1.2.2 3#～6#机 HL129-LJ-110HL—代表水轮机型式为混流式；129—代表转轮型号（比速代号）为129；L—代表主轴布置形式为立式；J—代表引水室为金属蜗壳；110—代表转轮标称直径为110cm。
-LJ-1101.2.3 HL129-LJ-110现已改为HLDT8DT—代表该转轮为杜同水轮机研究设计；8—代表转轮的模型编号为08。
1.3 球阀运行技术参数一台YS—1.0油压装置，在正常情况下，球阀的开、关操作可视情况在现地（球阀操作柜）、机旁盘（机组现地控制站#2柜）和中控室进行操作。
1.3.4 球阀为双面止水型，正常情况下由工作密封（止水盖原来称下游止水）止水，当工作密封要检修时，改由检修密封（止水环原来称上游止水）止水，检修密封为手动水压操作。
1.3.5 球阀上设有一个φ150旁通阀；一个φ150泄荷阀。
球阀底部有一根φ150、上游止水环底部有一根φ25冲沙管。
汛期运行时定期手动操作上述两管路上的阀门向下游排除沉积于底部的泥沙。
1.3.6 1#～2#机球阀采用一个φ500的摇摆式接力器，3#～6#机球阀采用一个φ350的环形接力器操作，接力器工作油压为2.5MPa 。
第二章水轮机运行、监视维护2.1 机组各轴承的油位和油温2.1.1机组各轴承使用30#透平油。
2.1.2给轴承加油可在开机前或机组运行中进行。
2.1.3各轴承的油位正常。
在开机前各油位应保持在中线位置，不应低于下限，水导轴承开机前应注意检查油盆内的油位，若偏低时应作适当增补，待机组开启后，应视其真实甩油情况对油盆内的油位进行进行判断，若油位偏低且甩油不好时应及时增补。
中国水电顾问集团正安开发有限公司企业标准第一章.水轮发电机运行规程2014-04-01 发布 2014-04-01 实施中国水电顾问集团正安开发有限公司发布第1章.水轮发电机运行规程1 适用范围本《规程》规定了沙阡水电站水轮发电机的运行、维护标准。
本《规程》适用于沙阡水电站水轮发电机的运行、维护管理。
2 规范性引用文件下列文件对于本《规程》的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本《规程》。
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《规程》。
GB7894—2001 水轮发电机基本技术条件GB8564—2003 水轮发电机组安装技术规程DL/T596—1996 电力设备预防性试验规程DL/T751—2001 水轮发电机运行规程DL/T817—2002 立式水轮发电机检修技术规程中华人民共和国 GB 26860-2011《电力安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》3 术语和定义下列术语适用于本《规程》3.1 水轮发电机水轮发电机是指以水轮机为原动机将水能转化为交流电能的三相同步发电机，以下简称发电机。
3.2 空转发电机已达到额定转速，但未起励。
3.3 空载发电机已达到额定转速，起励到额定电压，但未并列。
3.4 可调出力机组实际可能达到的发电能力。
3.5 旋转备用指运行正常的发电机组维持额定转速，随时可以并网，或已并网但仅带一部分负荷，随时可以加出力至额定容量的发电机组。
3.6 零起升压发电机由零起逐步升高电压至预定值或额定电压。
3.7 进相运行发电机定子电流相位超前其电压相位运行，发电机吸收系统无功。
3.8 滞相运行发电机既向系统输送有功功率又输送无功功率，功率因素为正，这种运行状态称为迟相运行。
3.9 甩负荷带负荷运行的发电机所带负荷突然大幅度降至某一值。
3.10 发电机灭磁发电机灭磁是将发电机励磁电源切除，再通过一定的方式来消除残余的磁场从而达到消除发电机电压的目的，以下简称灭磁。
水力发电厂水工现场安全规程一、前言水力发电厂是利用水能将水流能量转化为机械能再转化为电能的电站。
在运行过程中，水工现场是水力发电厂的关键部分，也是最不安全的部分。
由于涉及水文、水利工程、安全管理等多而杂问题，因此需要订立专门的安全规程来确保水工现场的安全运行。
本文将从机械设备安全、人员安全、环境保护等多个方面订立水力发电厂水工现场安全规程。
二、机械设备安全1. 水轮机房内严禁吸烟，禁止非工人员进入。
2. 水轮机的运行过程中，必需保证水轮机的叶片无任何异物，若发觉水轮机有异物，必需立刻停机检查。
3. 人工调整水轮机叶片的位置时，必需通过合适的工具进行，严禁使用手去接触水轮叶片。
4. 水漩涡必需安装防护栏杆、结构检验门等防护设施。
5. 禁止在水轮机旋转区域踏步。
6. 定期对水轮机进行检查、保养、维护和修理，确保水轮机运行正常、安全。
7. 禁止任意操作水电站的机械设备，禁止私自调整设备参数。
三、人员安全1. 员工出勤前必需进行安全培训，强化安全意识，并对本身的安全责任有清楚的认得。
2. 工人必需穿着符合安全要求的工作服、帽子、手套、安全鞋等安全装备，以防电气、机械、高空等事故发生。
3. 供给合适的安全措施，包括护栏、安全绳、安全桶等。
4. 工人必需严格依照安全规程和各项操作规程操作，严禁违反操作规程。
5. 工人必需了解和谙习自身岗位安全操作规程，明确注意安全、防范风险。
6. 禁止操作人员饮酒后操作设备。
四、环境保护1. 严格掌控各种污染物的排放，确保污染物排放不超过国家规定的标准。
同时，对水、土壤开展监测，确保环境的安全。
2. 涵洞排水口必需安装一次、二次闸门，以便随时进行掌控。
3. 水库坝面严禁油品、废液等有害物质的投放，坝面污染必需适时适时清除。
4. 水电站关闭过程中，水库应与环境公正、合理，严禁漏水。
5. 工地应配备专门的垃圾架和垃圾袋，处理好垃圾问题，不能随地扔弃垃圾，确保工地环境卫生。
六、总结通过订立水力发电厂水工现场安全规程，能够有效的避开水工现场的安全事故的发生，保证水电站在完全的运行状态下，确保水工现场的工人的安全，保护水利环境。
运行规程一、水轮机、发电机、励磁变、变压器等在制造厂额定参数内可长期连续运行。
二、各机电设备的屏、盘、柜应有明显标志及编号。
三、正常开停机操作，应认真做好操作前的准备工作，遵循正常开停机操作顺序方框图的规定，填写好操作票后进行操作。
四、机电设备正常运行参数不得超过运行额定的给定参数。
五、机组改造或大、中修后，应经过七十二小时连续试运行，各运行参数符合有关规定，方可交付使用。
六、值班人员应当定期巡视设备，遵循设备巡回检查制度。
七、机组故障和事故处理应遵循反事故措施。
八、运行人员不得随意变动水轮机发电机组及其附属设备的运行给定值。
九、按时、准确填写运行记录，及时整理机电设备的运行情况和各种记录，搞好机房的清洁卫生。
新化县炉观电站反事故措施一、发生故障和事故时，值班人员应迅速、沉着、冷静采取正确的对策，解除对人身与设备危险和防止事故蔓延，必要时应迅速报告技术人员现场处理；紧急情况下当机立断做停机、停电处理，并报告技术人员或电力股。
二、处理故障和事故时，各值班人员应听从值班长或技术人员的指挥。
三、机组发生故障报警时，值班员应根据后台监测电脑的提示语和LCU屏的报警显示，迅速进行检查，找出发生故障的原因及部位，采取措施及时排除故障，复归信号。
四、监测电脑和LCU屏报警铃响，机组发出了自动停机命令，此时，值班员应立即检查报警指示，根据事故现象，判断原因，采取对策。
事故过程中如自动装置失灵不能按程序实现完全自动停机，则应就地操作控制单元完成停机，或者纯手动操作开关跳闸和调速器关水机等设备帮助完成停机过程。
五、发电机冒烟、着火，应紧急停机，检查已断开灭磁开关和6KV出线真空开关且确知发电机无电压后，用消防水或灭火器灭火，灭火过程中不要将车刹死。
六、电气设备着火，应首先断开电源，然后用干粉灭火器或二氧化碳灭火（电气设备失火不准用砂子和泡沫灭火器灭火），注油设备失火用砂子灭火。
七、机组过速或飞车，如过速保护未动作，应手动关闭调速器实现关导叶或紧急关闭蝴蝶阀。
水电站发电设备工作流程水电站作为一种可再生能源发电方式，利用水流的动力转换成电能，是一种清洁、环保的发电方式。
水电站发电设备的工作流程是整个水电发电系统中至关重要的一部分。
下面将详细介绍水电站发电设备的工作流程。
1. 蓄水和调度管理水电站的首要任务是进行蓄水和水力调度管理。
水库对水资源进行蓄积和调度，以确保在需要时有足够的水源供应。
水库通过调整各个水库之间的水位、泄洪方式和过水量来平衡水力发电的需求和实际情况。
2. 水轮发电机组运行水轮发电机组是水电站的核心部分，用于将水流的动能转化为机械能，并最终转化为电能。
水轮发电机组包括水轮机和发电机两部分。
水轮机负责将水的动力传递给发电机，常见的水轮机包括水轮轴流式水轮机、混流式水轮机和离心式水轮机。
水流经过水轮机叶片时，叶片受到冲击力而转动，推动转子转动。
发电机则负责将水轮机转动产生的机械能转化为电能。
发电机通过电磁感应原理，利用转动的转子在定子线圈中产生电磁感应，产生交流电。
交流电经过整流装置转为直流电，然后通过变压器升压，最终输出给电网。
3. 调速装置和调压装置为了保持水轮发电机组的稳定运行，水电站还配备了调速装置和调压装置。
调速装置用于控制水轮机的转速，以适应电网电压和负荷的变化。
常见的调速装置有调速器和调速水库。
调速器通过改变进水量或调整导叶的开度来控制水轮机的转速。
调速水库则通过改变水库出流量来实现调速。
调压装置用于控制发电机的电压和频率，以确保输出电能的质量和稳定性。
常见的调压装置有励磁系统和电压调节器。
励磁系统通过调节发电机的励磁电流来控制输出电压。
电压调节器则根据电网的电压需求，自动调节发电机的励磁电压，以保持稳定的输出电压和频率。
4. 监控系统和维护管理水电站发电设备的工作流程需要进行实时的监控和维护管理，以确保设备的安全可靠运行。
监控系统通过传感器和监测设备，实时监测水电站各个环节的运行状态，包括水位、水流量、水压、电压、电流等参数。
南盘江凤凰谷电站现场运行规程四川马回电力股份有限公司凤凰谷项目部（初搞）二 O O 九年三月前言凤凰谷水电站位于云南省南盘江中游干流河段上，隶属师宗县境内，位于该县龙庆乡、五龙乡、高良乡三乡交界处。
电站引用流量425m3/s，最大坝高65.3m，正常水位下水库总库容5033万m3，调节库容1569万m3，为单一发电工程。
水电站有2台水轮发电机组，水轮机为竖轴轴流转桨式，混凝土蜗壳，混凝土肘型尾水管，主轴与发电机轴法兰连接，俯视顺时针旋转；发电机为立轴伞式、三相、密闭自循环空冷；单机容量为50MW，总装机容量为100MW；发电机与主变压器采用单独单元接线，110kV侧采用单母线分段接线GIS设备；电站出线电压等级为110kV，共三回出线。
为保证发电设备的安全规范运行，特编制本规程，由于时间仓促，资料缺乏，文中难免有错误与疏漏之处，望各位指正。
第一章电气主系统运行规程一、主题内容与适用范围本规程对凤凰谷电厂的电气主系统的接线方式、运行方式，倒闸操作及事故处理方法等作了具体规定。
本规程适用于凤凰谷电厂电气主系统的运行工作使用。
二、引用标准水电部《电气运行及管理》（电力工作规程）《电力系统稳定》电力部《电力工业法规》三、总则1 我厂发供电设备由下列各电压等级组成：110kV、10.5kV、0.4kV三个电压等级。
3 凤凰谷电站机组、主变设备、110KV开关站设备由文山，曲靖地调管辖，设备的停电、送电申请及事故处理由调度批准与下命令。
4 对凤凰谷电站的设备进行试验、结构更改、继电保护定值整定、更改自动装置原理接线及实行特殊运行方式，均应有正式批准的通知或方案，并附有必要的图纸资料。
8 新设备投入或设备大修后投入，必须有完整的图纸资料，并作书面交待，必要时组织技术讲课。
四、主接线方式1 发电机与主变压器采用单独单元接线，110kV侧采用单母线分段接线GIS设备；电站出线电压等级为110kV，共三回出线（126凤大线、128凤小线、备用线路）；400V厂用母线分三段。
大盈江（四级）水电站运行规程水轮机1 主题内容及适用范围1.1 主题内容1.1.1 本规程主要内容包括水轮机设备参数、运行方式、设备巡检、操作及事故处理方法。
1.1.2 本规程对水轮机运行方式、设备操作及事故处理等做出了具体规定。
1.2 适用范围1.2.1 本规程适用于大盈江水电站（四级）的运行管理。
1.2.2 大盈江水电站（四级）运行人员应掌握本规程，其他生产技术管理人员应熟悉本规程；本规程也可供有关维护专业人员参考。
2 依据与引用标准2.1 《水轮机运行技术大标准》(DL/710-1999) 中华人民共和国电力行业标准2.2 《水轮机基本技术规范》(DL445-91) 中华人民共和国电力行业标准2.3 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）水利电力部2.4 《大盈江水电站（四级）水轮机产品设计使用说明》东芝水电设备（杭州）股份有限公司3 设备运行3.1 设备概述3.1.1 大盈江水电站（四级）采用东芝公司先进的水力设计技术，针对电站具体情况进行了CFD（计算流体力学）优化设计，水轮机为立轴混流式，金属蜗壳，包角345°，蜗壳进水方向与厂房X-X轴线垂直，金属弯肘型尾水管。
水轮机与交流发电机直接连接，俯视顺时针旋转。
3.1.2 水轮机基本参数：型号HL（TF5008）－LJ-380转轮公称直径（mm）3814额定转速（r/min）300最大飞逸转速（r/min）542额定流量（m3/s）≦67.8尾水管型式弯肘型尾水管蜗壳型式金属蜗壳旋转方向俯视顺时针额定功率178.6MW水头Hmax/Hr/Hmin （m）331/289/285额定工况点效率（η）≧93.03%水轮机最大功率Nmax （r/min）204MW比转速（m·kW）106.4最大水头时轴向最大推力（F）490t3.1.3 水轮机导水机构共由12个固定导叶和24个活动导叶、顶盖、底环、导叶轴套及导叶操作机构等组成。
水轮机运行规程目录前言.............................................................................. n1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。
II I水轮机运行规程1范围本规程规定了水轮机设备主要技术参数、基本技术要求、运行方式、设备运行操作、设备运行的监视及巡回检查与操作、设备故障及事故处理等内容。
本规程适用于大唐岩滩水力发电厂。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。
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规程，然而，鼓励研究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规程。
DL/T 710 —1999 水轮机运行规程3技术规范及词汇定义3.1 调速器状态界定3.1.1开限机构“液压”控制状态开限机构油路控制小阀门全关，锁销拨往“自动/ 液压手动”侧，手轮往上旋至顶端；3.1.2开限机构“手轮”控制状态手轮往下旋，锁销拨往“纯手动”侧，将手轮锁定，开限机构油路控制小阀门全开；3.1.3 调速器“自动”状态“自动/ 手动”电磁阀在“自动”位置，电液伺服阀油环喷平顺；调速器面板上“自动”灯亮；开限机构在“液压”控制状态；3.1.4 调速器“液压手动”状态“自动/ 手动”电磁阀在“手动”位置，电液伺服阀无环喷；调速器面板上“手动”灯亮；开限机构在“液压”控制状态；托起装置在“托起”位置；3.1.5 调速器“纯手动”状态“自动/ 手动”电磁阀在“手动”位置，电液伺服阀无环喷；调速器面板上“手动”灯亮；开限机构在“手轮”控制状态；托起装置在“托起”位置。
4水轮机及其附属设备主要技术参数4.1水轮机主要技术参数见表1。
表数注：型号解释 混流式机组 金属蜗壳哈尔滨电机厂 机800 ――转轮直径 （单位：cma――改进机型L ――立轴式4.2 油槽油面整定值见表 2。
表2油槽油面整定值1）如果运行时油位降低，报警上限=充油油位+0.03m,报警下限=运行油位-0.03m ; 2）如果运行时油位上升，报警上限=运行油位+0.03m，报警下限=充油油位-0.03m。
4.3微机调速器主要参数见表3。
表3微机调速器主要参数4.4轴承的间隙及允许摆度见表4。
4.5油压装置主要参数见表。
表5油压装置主要参数4.6水轮机水导轴承瓦温度整定表6。
表6水轮机水导轴承瓦温度整定水轮机各部用水正常压力及用量参数见表&漏油泵主要参数见表。
4.9 油压装置压力整定值见表10。
表10油压装置压力整定值油压装置自动补气系统整定值见表。
表油压装置自动补气系统整定值5水轮机及其辅助设备的运行方式5.1水车保护配置及正常运行方式5.1.1作用于事故停机的有：5.1.2 LCU柜水车保护配置及压板正常运行方式LP1—出口闭锁（投入）LP2 事故出口闭锁（投入）LP3- —闸门快降（投入）LP4 ――一级过速（投入）LP5- 二级过速（投入）LP6 ――轴承温度过高（退出）LP7——事故低油压（投入）LP8 电气事故（投入）LP9——发电机出口开关合闸闭锁（在出口开关需要未经冋期而合闸时投入，合闸后退出，正常时在退出位置）5.1.3 PLC柜水车保护配置及压板正常运行方式LP3——闸门快降（投入）LP4-—一级过速（投入）LP5—二级过速（投入）LP6 - -—轴承温度过高（退出）LP7——事故低油压（投入）LP8 - 电气事故（投入）5.2压油装置正常运行方式5.2.1压油泵电源正常，LCU顺控回路及常规控制回路工作正常。
5.2.2三台压油泵中一号泵在“自动”位置，二、三号泵在“备用”位置。
5.2.3压油装置自动补气系统投运正常，“投入/退出”控制把手在“投入”位置。
5.2.4漏油泵在“自动”状态运行正常。
5.3调速器正常信号指示灯、表计指示状态5.3.1自动发电状态下的信号指示灯、表计指示状态5.3.1.1电调装置交流工作电源开关F306、直流工作电源开关F302、F311、F313投入，装置电源正常绿灯点亮。
5.3.1.2平衡表指示为0,速度给定表指示为50Hz,功率给定、有功功率表指示与实际负荷对应，机械开限表指示在相应水头下额定出力的开度位置，导叶开度指示与实际负荷相应开度对应。
5.3.1.3紧急停机复归绿灯、自动投入黄灯、开度调节黄灯（或功率调节绿灯）点亮，其余信号指示灯全灭。
5.3.1.4柜内数字量输入输出模块中电调正常、发电、调速器自动指示灯点亮。
5.3.2停机备用态信号指示灯、表计指示状态5.321 电调装置交流工作电源开关F306、直流工作电源开关F302、F311、F313投入，装置电源正常绿灯点亮。
5.3.2.2平衡表指示为-3V，速度给定表指示为50Hz,功率给定、有功功率表指示为0,机械开限表指示为在相应水头下额定出力的开度位置，导叶开度指示为0。
5.3.2.3紧急停机复归绿灯、自动投入黄灯点亮,其余信号指示灯全灭。
5.3.2.4柜内数字量输入输出模块中电调正常、停机、调速器自动指示灯点亮。
5.4机组冷却水供水方式5.4.1蜗壳取水为主供水源,每台水轮机的蜗壳均设有一个取水口,供本机组技术供水专用。
5.4.2坝前取水为备用水源。
全厂设有两个坝前取水口, 公用一根备用水管。
一般情况下, #1 坝前取水口供#1、#2机组用, #2坝前取水口供#3、#4机组用,两者通过联络阀连接。
5.4.3机组冷却水设有正反向供水方式,在机组检修后运行时,原则上采用正向供水方式运行。
5.5大轴密封水正常情况下采用169.25m高程专用水箱供水为主用水，210m高程水池直供水为备用水，水压根据现场实际情况进行调整。
当下游水位高于163m高程时，必须密切监控水车室设备运行情况。
5.6顶盖上大轴密封水两个泄压阀的操作规定应视下游水位及顶盖漏水情况而确定打开或关闭。
目的是在尾水位达▽170m及以上时，通过调整球阀的开度,保持密封盖内水压在正常范围内。
5.4.4球阀开启条件：尾水位达▽ 170m及以上时；5.4.5球阀的开度：先打开一个球阀,使密封水压表读数在0.03—0.05MPa 范围内,且密封水箱内无浑浊水出现。
当一个球阀全开后,仍达不到前述要求,再打开另外一个球阀调整。
5.4.6球阀关闭条件：尾水位低于▽170 m时。
5.4.7操作过程中,如发现新问题,应及时与发电部、生技部联系处理。
5.7大轴中心补气阀运行规定：在机组小负荷区（40-80MW），水轮机存在较大的尾水管压力脉动，向尾水管中心部位补入适量的自然空气是消除或降低尾水管压力脉动的措施之一。
5.7.1当下游水位高于^ 170m层时，应将#1、#2机大轴中心排水阀全开（#1机为0249阀，#2机为0250 阀，#3、#4机未设此阀）；当下游水位低于^ 170m层时，则全关。
5.7.2在每年9月份中旬至次年4月底的枯水期期间，当下游水位低于▽165m以下时，将机组中心补气逆止阀拆除退出运行；在机组中心补气逆止阀退出运行期间，下游水位确保低于▽168m以下；在每年5月份至9月份的洪水期期间,将机组中心补气逆止阀装回投入运行,防止尾水倒灌,水淹厂房。
6 基本技术要求及注意事项6.1水轮机检修后投入备用或第一次启动运行前,必须做好下列工作：6.1.1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,并经主管生产领导同意方可进行恢复工作。
6.1.2在封闭蜗壳、尾水管进人门前,应先检查里面确无人员和物件遗留在内。
6.1.3水车保护装置和自动控制装置已完全投入且可靠。
6.1.4油系统工作正常,调速器在“纯手动”,开度限制及导水叶全关,事故电磁铁投入。
6.1.5 转子已经被顶起过，气系统恢复正常，风闸投入。
6.1.6 机组冷却水管路水耐压试验结束，耐压合格。
6.1.7 各油槽油位正常，大轴密封水投入正常，6.1.8 运行值班员许可机组流道充水工作前，应先检查蜗壳、尾水管、顶盖进人门关闭良好，尾水管 排水阀全关，各压力监视装置正常。
6.1.9 用备用水源向尾水管充水时，可通过蜗壳排水阀充水。
当尾水管内水位与下游水位平齐时，停 止充水，关闭蜗壳排水阀，提起尾水闸门。
6.1.10 尾水闸门提起后，才可提起进水口闸门充水阀，向水轮机蜗壳以及压力钢管充水。
6.1.11 机组流道充水完毕，将进水口快速闸门全开。
6.1.12 流道充水过程中，运行人员负责检查蜗壳进人门，尾水管进人门及顶盖部位漏水情况，如有漏 水现象，立即停止充水，待漏水处理完毕后，方可进行充水。
当顶盖部位漏水过大时，可将空气围带投 入。
6.1.13 尾水闸门、进水口闸门全开后，应检查各部水压力正常，无渗漏水现象。
6.1.14 进水口闸门全开后，恢复冷却水系统，阀门在正常位置。
6.2 备用机组及运行机组，各设备应处于如下状态：6.2.1 机组各种保护及自动装置投入正常，无故障和事故信号。
6.2.2 各轴承油槽油位、油质合格。
623 压油装置处于正常运行方式，LCU 顺控、常规控制启动打压正常，压油槽压力、油位在正常范围内，自动补气系统投运正常，集油槽油位正常，漏油泵放“自动”位置，漏油槽油位正常。
