水轮发电机组事故停机流程分析

水轮发电机组的运行操作及事故处理一、机组运行规定1、机组有下列情况之一者，起动前必须顶转子：新机组停运超过24h。

机组运行3个月以上，停运超过72h。

机组运行一年后，停运超过240h。

新机组投运前。

推力油槽排油检修后。

2、机组有下列情况之一者禁止启动：检修闸门、工作闸门或尾水闸门全关。

水轮机保护失灵（过速、事故低油压、剪断销剪断）。

各轴承油位未在合适范围内、油质不合格。

机组冷却水、密封水不能正常供水。

压油装置不能维持正常油压。

制动系统不能正常工作。

检修围带未排气。

顶盖排水泵故障。

事故停机后，未查明原因。

其它影响机组安全运行的情况3、机组运行中有下列情况之一者应立即停机检查：轴承温度突然上升或油位不正常升高或降低。

冷却水中断且短时间内不能恢复。

机组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。

机组产生140%ne过速后，不论过速时间长短，均应停机检查。

发电机风洞内有异常焦臭味或是弧光。

4、机组在下列情况下，快速闸门应关闭：机组事故停机时，遇导叶剪断销剪断。

手动紧急事故停机。

远方紧急停机令下达。

电气测速140%Ne动作。

齿盘测速145%Ne动作。

机械过速保护装置动作。

5、发电机在下列情况下应进行零起递升加压试验：新投运机组或机组大修后第一次加压。

主变压器零起递升加压。

发电机差动保护和复合电压过流保护动作，经外观检查及测试绝缘无异常时。

发电机短路干燥或短路试验后。

6、机组零起递升加压操作应满足下列条件：机组出口断路器、隔离刀闸在分闸位置。

机组出口PT隔离刀闸在合闸位置。

机组中性点接地刀闸在合闸位置。

机组的保护应全部投入。

二、机组运行方式1、机组带不平衡负荷的运行方式发电机持续允许不平衡电流值，正常运行时发电机的三相电流之差不得大于额定电流的20%，机组不得发生异常振动，且任一相电流不得大于额定值。

2、事故过负荷的运行方式（1）在系统发生事故的情况下，为防止系统的静态稳定遭到破坏，允许发电机在短时间内过负荷运行。

一、总则1. 编制目的为有效预防和控制水轮机事故的发生，提高事故应急处置能力，最大限度地减少事故造成的损失，保障人员生命财产安全，特制定本预案。

2. 适用范围本预案适用于水电站水轮机设备在运行、检修、安装、改造等过程中发生的事故。

3. 工作原则（1）预防为主，安全第一；（2）以人为本，生命至上；（3）统一领导，分级负责；（4）快速反应，协同处置。

二、事故分类及分级1. 事故分类（1）水轮机设备损坏事故；（2）水轮机设备故障事故；（3）水轮机设备火灾事故；（4）水轮机设备爆炸事故；（5）水轮机设备泄漏事故；（6）水轮机设备高空坠落事故；（7）其他水轮机事故。

2. 事故分级根据事故造成的人员伤亡、财产损失和环境破坏等因素，将事故分为特别重大事故、重大事故、较大事故和一般事故四个等级。

三、事故应急处置1. 报告程序（1）事故发生后，事故现场人员应立即向事故现场负责人报告；（2）事故现场负责人应在第一时间向水电站应急指挥部报告；（3）水电站应急指挥部接到报告后，立即向相关部门和领导报告。

2. 应急响应（1）启动应急响应。

根据事故等级，启动相应的应急响应程序；（2）成立事故现场指挥部。

事故现场指挥部负责指挥、协调、调度事故处置工作；（3）现场救援。

组织专业救援队伍，对事故现场进行救援，确保人员安全；（4）事故调查。

对事故原因进行调查，查明事故责任；（5）善后处理。

做好事故善后处理工作，包括人员救治、财产赔偿、环境恢复等。

3. 应急措施（1）人员疏散。

根据事故情况，组织事故现场及周边人员疏散；（2）现场封锁。

对事故现场进行封锁，防止事故扩大；（3）应急救援。

组织专业救援队伍进行救援，包括人员搜救、伤员救治、财产保护等；（4）事故隔离。

对事故区域进行隔离，防止事故扩散；（5）信息发布。

及时向相关部门和公众发布事故信息，确保信息畅通。

四、事故调查与处理1. 事故调查（1）事故调查组成立。

根据事故情况，成立事故调查组；（2）事故调查内容。

水轮发电机停机制动控制流程分析与优化改进发表时间：2018-04-19T10:26:40.823Z 来源：《电力设备》2017年第33期作者：刘春宏[导读] 摘要：水轮发电机组由于启动、停机方便迅速，因而在电网系统中常肩负起调峰、调频及事故备用的重大责任。

（中国电建集团核电工程公司山东济南 250012）摘要：水轮发电机组由于启动、停机方便迅速，因而在电网系统中常肩负起调峰、调频及事故备用的重大责任。

大、中型水轮发电机组在停机过程中，为了缩短机组的惰性时间，防止在转速逐渐下降过程中推力轴承的油膜减薄、变干、发生硬碰硬的摩擦而烧坏推力轴瓦的现象，水轮发电机组在低转速区必须进行连续的强制刹车。

基于此，本文主要对水轮发电机停机制动控制流程与优化改进进行分析探讨。

关键词：水轮发电机；停机制动；控制流程；优化改进1、前言水轮发电机组在电力系统中普遍起着调峰、调频和旋转备用的作用，需要进行频繁的开、停机操作。

当机组停机过程在低转速区运行时间较长的情况下，推力轴承很容易因油膜破坏而导致推力瓦被烧毁，威胁电网及机组的安全稳定运行。

因此，在机组停机时必须尽可能地采用可靠地制动来缩短机组的停机时间。

2、机械制动原理及特点2.1机械制动的基本原理水轮发电机组的机械制动就是利用固定不旋转的制动风闸与转子的制动抗磨环摩擦，相当于施加外力以快速降低机组转速。

传统的机械式制动一般在机组转速下降至20％至30％的额定转速时投入。

2.2机械制动流程（1）启动机械制动应具备的条件为:机组转速下降到10%的额定值或电制动失败。

（2）机械制动启动后，保持数秒后复归启动信号。

2.2机械制动特点分析首先，机械制动具有一定的优点：通用性比较强，运行也比较可靠，使用也比较方便，用气压操作所消耗能源较少；风闸既可以用来制动机组，又可以用来顶转子，具有双重功能；设备维护简单。

同时，机械制动又存在一些缺点：首先，对于大机组来说，机组转动惯量大，制动风闸与制动环之间的摩擦剧烈，时间一长，风闸容易出现顶不起来或落不下来的故障；其次，制动块因摩擦产生的粉尘进入定子铁芯的通风孔道，减少通风孔道的过风断面面积，严重影响机组的散热，第3，粉尘与油雾结合会粘结在设备绝缘上，降低转子、定子绕组绝缘水平，不利于机组的安全稳定运行。

分水江水电站2号机组低油压事故停机及事故停机时出口开关拒跳原因分析和处理分水江水电站2号机组低油压事故停机及事故停机时出口开关拒跳，针对本次事故，公司各部门都要严格遵守各项规章制度，值班人员加强日常巡检，维护人员及时消除设备缺陷，部门领导和主管加强监督检查，针对性的制定反事故预案和反事故措施，杜绝类似事故再次发生，将事故隐患排查在萌芽中，确保机组安全运行。

标签：水电站事故；规章制度；预案措施一、电站概况分水江电厂位于分水江干流中游河段，为分水江水利枢纽工程电站，河床式厂房，水库正常蓄水位43.5米，安装2台由东方电机股份有限公司生产的单机容量15MW灯泡惯流式水轮机组，总装机容量30MW。

水轮机型号：GZ（738）-WP-385。

机组压油装置由压力罐、回油箱、油泵、液位计、压力开关、控制设备等组成。

机组出口开关采用真空断路器。

二、压油罐低油压故障动作事故停机及停机出口开关拒跳复合故障操作处理和设备缺陷情况：2016年4月22日01时20分，2号机压油罐油位过低14分钟未打满油，值班人员未及时发现。

22日01时28分，2号机调速器压油罐油位越下下限，红色报警上送，被操作人员发现去处理，但错误的判断以为2号泵故障打油不上，没有检查油箱油位。

更换1号压油泵起动打油未成功（其实是21日20时27分集油箱油泵控制系统故障，信号未上送，集油箱溢油造成回油箱已没有油可打了），又同时再起动2号压油泵2台合打未成功。

22日01时35分，低油压自动发信号“低油压事故停机”从报警到事故停机动作相隔07分32秒，本应发电机出口开关跳开解列事故就此为止，但由于出口开关拒动，无法解列（现地手动操作也不成功），此时2号发电机有功进相-9000KW，操作人员手动开导叶平抑进相（主要考虑跳闸后强励时发电机线圈的伤害），导致压油罐底油耗尽，高压空气冲入调速系统，机调卡死已无法操作，操作系统无油压，导叶在重锤作用下已经关闭。

操作人员断开1122高压开关（1122开关是线路出口开关），2号机组失电停机。

山美水电站机组停机流程分析与改进陈少挺【摘要】山美水电站建于晋江支流东溪上，距离泉州市40km，是一座以灌溉为主、结合防洪、供水、发电等用途的综合性大型水利工程。

文章阐述了电站机组停机的分类与启动源，对山美水电站的基本情况进行介绍，重点对山美水电站机组停机流程进行了分析与改进，以期为电站的安全稳定运行提供理论指导。

【期刊名称】《黑龙江水利科技》【年(卷),期】2016(044)007【总页数】3页(P77-78,110)【关键词】水电站;调速器;停机流程;故障分析;启动源【作者】陈少挺【作者单位】福建省泉州市山美水库管理处，福建泉州362000【正文语种】中文【中图分类】TV7361.1 事故停机的分类根据电站机组停机原因的差别，可以将其分为以下3类：1)紧急事故停机，该停机多出现在控制机组的重要设备出现重大事故的情况，如调速器、励磁等设备出现故障，当出现紧急事故时，首先应关闭进水口闸门，并投入紧急停机电磁阀以及事故配压阀，然后再执行停机流程。

2)电气事故停机，该类停机多发生在发电机、主变压器等电器的保护动作对机组运行产生影响的情况下，当出现电气事故时，首先应分出口断路器以及灭磁开关，然后执行调速器停机命令，投入紧急停机电磁阀以及事故配压阀，最后执行停机流程。

3)机械停机事故，该类停机多发生在发电机的轴瓦、振动、水位、油温超出正常范围并对机组产生影响的情况下，当出现机械事故时，首先应降低负荷，当负荷降至一定范围内后，投入紧急停机电磁阀并执行停机流程。

1.2 事故停机常见启动源根据上述对电站停机原因的分类，可以得出电站事故停机的常见启动源主要包括以下3类：1)紧急事故停机启动源：主要包括调速器交直流电源缺失、油压装置低油压，机械液压过速，停机过程中断销被剪断，人工设置等。

2)电气事故停机启动源：主要包括发电机差动保护、横差保护动作，主变重瓦斯保护动作、非电量电气事故动作等，此类动作信号将由保护装置传输至系统监控中心。

水轮发电机事故案例一、水轮机转轮事故（一）叶片断裂事故贵州省红林电站装设水轮机为HL160—LH—200，单机容量3.4万千瓦，设计水头142米，转轮叶片17片，材料为ZG20SiMn。

1986年3月3日该电站2#机组突然发生异常噪音与振动，被迫停机。

检查后发现叶片严重裂缝与脱落。

17只叶片完全脱落的有4片，每个叶片上都有不同程度穿透性裂纹。

经分析，主要原因如下：①该电站在电网中担任调峰任务，机组起动频繁，负荷变动大。

50%额定功率以下运行时间占30%，水轮机长期处于低负荷非稳定区运行，易发生机组振动，尾水管又没有完善的补气设施，致使发生强烈水压脉动；②转轮材料为ZG20SiMn铸造，它抗气蚀性差，制造工艺粗劣使水流流态恶化，易产生气蚀与振动；③转轮选型不妥。

该转轮应用水头110～150米，本电站实际运行水头为145～147米之间，接近该转轮上限水头。

常年在高速水流作用下，叶片气蚀比正常时更严重；④转轮断裂位置大部分在叶片与上冠（或下环）交接处，即转轮应力集中部位，与多次转轮补焊应力集中变形有关。

因此，运行工况不佳，转轮选型不妥，制造粗劣，使振动与水力脉动过大是造成叶片断裂损坏的主要原因。

（二）转轮梳齿迷宫咬死事故1、某电站装有两台HL220—WJ—84水轮机，H p＝55米，机组容量2500千瓦，在运行中，经18分钟，转速从额定转速750r/min下降到500r/min，立即停机检查，发现梳齿密封咬死，磨损深度达1mm左右。

其原因是顶盖未扫干净，有大量型砂与杂物运行后落入迷宫间隙，造成转轮咬死。

2、某电站HL240—LJ—120水轮机单机出力3200千瓦，空载试运行正常，在作72小时连续负荷试验时，发现导叶开度不变，出力却逐渐减小。

停机检查发现梳齿迷宫咬毛卡死。

原因是安装时单侧迷宫间隙比设计范围偏小。

二、导水机构事故1、某电站装有HL120—LJ—90机组两台。

投产两个月后，导叶剪断销连续多个剪断，最多时一次剪断七只，均是在开停机过程剪断。

机组紧急事故停机流程1.按下紧急停机按钮41JTA(401、576)：直接启动紧急事故出口继电器42SCJ（576、402）线圈：该继电器的一对常开触点（401、564）闭合对该事故回路实现自保持，按下事故复归按钮41FAN(564、576)即可切断该自保持回路；另一对常开触点（401、415）闭合，通过蝶阀全关位置继电器60ZJ的常开触点（415、411）动作启动蝶阀关闭继电器41HGJ（411、402）线圈。

【说明一下:60ZJ（5、2）线圈是通过蝶阀位置接点DFD2(1、5)来启动，而DFD2是反映蝶阀位置>全关时闭合、<=全关时断开的位置行程开关。

】该蝶阀关闭继电器41HGJ启动后，一对常开触点（401、415）也通过蝶阀全关位置继电器60ZJ 的常开触点（415、411）对关闭蝶阀回路实现自保持。

【同上，当DFD2<=全关时切除该自保持回路。

也就是当蝶阀全关后关闭蝶阀回路切除。

】另一对41HGJ 常开触点（401、417）通过蝶阀总进油阀关闭及蝶阀锁锭投入继电器42DPg的互锁常闭触点（417、418）接通蝶阀总进油阀开启及蝶阀锁锭拔出继电器42DPk(418、402)，动作于开启蝶阀总进油阀并拔出锁锭。

锁锭拔出后锁锭位置开关2SD常闭触点（1、11）闭合，启动锁锭拔出继电器61ZJ（11、2）线圈并点亮蝶阀锁锭拔出指示灯;第三对1HGJ常开触点（401、434）在满足蝶阀锁锭拔出（434、435）及与蝶阀接力器开启（435、436）互锁的条件下，启动蝶阀接力器关闭（436、402）线圈，实现蝶阀的关闭。

蝶阀关闭后，通过之前所述的DFD2位置行程开关，断开蝶阀关闭自保持回路，停止关闭蝶阀流程。

同时，使关阀继电器41HGJ的又一对常闭触点(419、420)闭合，在满足蝶阀开启回路切除（401、419）、总进油阀开启及锁锭拔出回路断开（420、421）的条件下，投入蝶阀锁锭并通过锁锭位置开关2SD常开触点（1、13）闭合点亮蝶阀锁锭投入指示灯，关闭蝶阀总进油阀。

水电站发电机孤网运行后故障停机分析与处理摘要：本文介绍了铅厂水电站送出线路故障，线路保护动作出口断路器跳闸，线路停电，发电机组甩负荷后带厂用电成孤网运行这个事件。

详细分析了该事件是因为机组大网转孤（小）网逻辑错误、机组孤网参数配置不合理导致发电机组频率上下波动变大；调速器油压控制系统软启动频率保护动作，导致调速器油压不能正常启动；调速器油压下降至事故低油压，机组发生事故低油压停机，从而最终导致该电站全站失压。

运维人员进行了合理、有效的处理。

关键词：发电机，孤网运行，频率波动，事故低油压一、事件简要经过2019年4月3日16时37分50秒，铅厂水电站220kV中铅线BCN相故障，主二保护“纵差保护动作”，220kV中铅线271断路器跳闸，1号发电机孤网运行了1分钟16秒（期间2号机组解列停机）。

16时38分03秒，1号发电机水机保护“转速大于115%Ne主配拒动”动作，但机组并未启动停机流程。

16时39分06秒，1号发电机水机保护“事故低油压”动作，001断路器跳闸，全厂失电。

二、事件原因分析（一）对1号发电机水机保护“转速大于115%Ne主配拒动”程序进行核查，发现在监控程序中“转速大于115%Ne主配拒动”过速保护需要延时15秒；具体条件为“转速大于115%Ne+主配拒动+延时15s”。

在1号机组停机后，关闭机组蝶阀，空推导叶对“主配拒动”信号进行了验证，验证过程中“主配拒动”信号反馈正常，因此排除机组停机是由于“转速大于115%Ne+主配拒动+延时15s”动作保护执行的。

（二）1号机组甩负荷停机后对机组历史数据查询分析如下：图一：1号机组调速器油压、机组频率、机组导叶开度波形图1.根据图一得知，机组油压一直在往下降，机组频率稳定在一定范围内，导叶开关变化从271断路器跳闸后持续了3个全关和3个30%左右开度连续变化，机组油压下降至“事故低油压”定值附近（5.2MPa），机组频率才开始持续下降至0Hz。

洪家渡水电站机组事故停机流程分析与设计刘小标【摘要】洪家渡发电厂是国家西电东送首批重点建设的工程之一.根据洪家渡水电站机组事故停机的重要性,研究事故停机流程设计的原则和实现方式,按照对机组事故的分类原则,说明了发生机组各类事故时的动作特性,并提出了合理的运行方式.【期刊名称】《水电与新能源》【年(卷),期】2017(000)009【总页数】4页(P59-62)【关键词】水电站;事故停机;紧急停机电磁阀;机组顺序控制;流程设计;监控系统【作者】刘小标【作者单位】贵州乌江水电开发责任有限公司洪家渡发电厂,贵州黔西 551501【正文语种】中文【中图分类】TM312洪家渡发电厂是国家西电东送首批重点建设的工程之一。

位于贵州省黔西县与织金县交界的乌江干流北源六冲河下游。

2004-07-18日首台机组投产，同年11月3日、12月18日2、3号机组相继投产发电。

电站3台机组，总装机容量600 MW，通过压力钢管和主阀向机组采用单元供水方式，设计多年平均发电量15.59亿kW·h，水库总库容49.47亿m3，调节库容33.6亿m3，是乌江流域规划十一级电站中的第一级龙头电站,在贵州电网系统中起调峰调频的作用。

洪家渡水电站计算机监控技术采用分散型控制系统，监控技术完善、成熟。

水轮发电机组事故停机流程的顺序控制一般由计算机监视与控制系统相关程序来完成。

机组事故停机流程作为机组顺序控制的核心组成部分。

其流程设计的是否合理、完善，是机组发生各类电气、机械、水淹厂房等事故时能否安全、可靠隔离的保障，也是水电站监控设计中非常重要的环节，它对维持电站机组的安全运行，乃至系统的稳定都有着重大的意义。

1.1 配置情况洪家渡电站计算机监控系统停机回路硬件为现场控制单元机组LCU的主、备PLC，冗余配置PLC的CPU、电源及网络通讯设备等，同时配置有水机保护PLC。

当机组LCU接收到机组各类事故信号后，启动相应设计的事故处置流程，再作用于现场各相关电气、机械设备或元器件。

水轮发电机停机失败的处理与防范摘要：在我国快速的发展下，我国的国民经济在快速的发展，某公司1号发电机在一次自动停机过程中发生了停机失败故障，从二次控制回路和监控系统流程等方面分析、判断故障原因，找到了故障的根源及隐患并快速消除了故障，提出了相应的防范措施，以保障机组的安全稳定运行。

关键词：水轮发电机；接力器锁锭；停机失败；压力开关引言某公司低水头混流式水电站装机容量为2×25MW，以发电为主、防洪为辅，水库特性为日调节；采用“两机一变”扩大单元接线，通过110kV线路输送电能至华东电网。

该电站计算机监控系统采用NARINC2000和NARISJ500现地控制单元（机组LCU）；机组在停机后监控系统自动投入接力器锁锭，保证接力器和上游水压无法打开导叶冲转水轮发电机，以防止危险事故的发生。

该电站虽然总装机容量不大，却在华东电网担负调峰、调频任务，并作为“黑启动”电厂。

1故障简述2017-12-03T22：00，省电网中调下令停该电站1号发电机，运行值班员通过监控系统发出1号机组停机令后，机组自动减有功、无功负荷接近0，出口开关801自动分闸；转速下降至额定功率20%后，制动器自动投入、退出正常；1min 后，监控系统报警显示“1号机组停机失败”，监控系统电气运行监视画面显示“801开关分闸、导叶开度为0、接力器锁锭未投入”。

运行值班员立即到发电机层1号机组LCU柜现场复归“停机失败”信号，然后检查机组转速为0、制动器已复归、调速器导叶开度为0，通过监控系统投入接力器锁锭正常，到水轮机层检查空气围带已投入、主轴密封水已退出。

2初步原因分析根据监控系统发停机令后，机组能自动减负荷为0，自动跳出口开关801，自动投入制动器，说明机组LCU停机流程工作正常。

从监控系统运行画面显示“接力器锁锭未投入”内容分析，初步认为故障原因可能有下列几个：（1）机组LCU 未输出指令投锁锭；（2）锁锭控制回路、管路故障；（3）机组LCU柜操作电源不正常；（4）其他二次控制回路有故障。

水轮发电机组停机时间偏长分析及应对措施【摘要】在电力系统中，水力发电属于清洁能源。

尤其是近年来我国要全力实现碳达峰和碳中和战略目标，大力发展清洁能源更为重要。

在电网里担任调频调峰作用的水轮发电机组，必须具备快速开停机的功能以保障电网安全。

本文通过针对水轮发电机组存在着停机时间偏长的现象，分析其原因并制定相关的应对措施以解决该类问题。

【关键词】水轮发电机组；停机耗时偏长；有无功设定值；导叶漏水；安全运行一、总述某电站5号机投产于1992年，系装机容量26MW的混流式机组，担负着发电、供水以及调节库水位的重任，开停机十分频繁。

近年来，该机组每次停机耗时较以往明显偏长。

因此，本文通过分析原因，并采取相关改进措施，以减少停机时间，确保机组以及电网的安全运行。

二、某电站5号机停机时间现状分析为了使结论具有一定的科学性及可比性，分别从纵向和横向两个方面入手开展调查。

调查之一：分别选取了5号机从2020年6月1日以及2021年6月1日开始的各十次停机记录。

根据记录，统计出5号机在相隔一年的前后各十次的平均停机耗时。

表1 5号机停机耗时统计表从以上记录可以发现，2021年5号机的平均停机时间和2020年相比有了一定程度的延长，而且其停机耗时和下游水位有较大关系。

当时同电站其它机组备用，下游水位较低时，其停机耗时较长；当其它机组发电，下游水位高时，停机耗时则较短。

调查之二：统计与5号机型号、参数等都类似的该电站6号机的停机时间（同样以2021年6月1日开始的十次为调查记录）。

统计对照同一时间段5、6号两台机组的平均停机耗时。

表2 5、6号机组停机耗时统计表从调查情况可以看出，作为同一电站的型号、参数等都相近的两台机组，5号机的停机耗时明显要比6号机偏长，存在改进空间。

三、针对现状调查结果进行原因分析正常情况下，机组的停机流程为：监控上位机下发机组停机指令→减有、无功负荷→发电机开关跳开→导水叶全关→转速下降至25%额定转速→机械制动风闸加上→转速下降至0→停机回路复归→机组停机完成。

水轮发电机组常见故障及处理措施分析摘要：随着我国社会主义市场经济的飞速发展，我国各行各业的发展水平都有了极大的提升，水力发电行业亦是如此。

自法国于1878年建成全世界第一座水电站，水电站一直为我们的生产和生活提供着清洁能源。

我国20世纪60年代以来建设的水电站设备已经技术落后，效率低下。

经过多年的技术发展，今天我们有了更先进的水电站机组设备技术，可以提高水电站的运行效率、稳定性、自动化程度，在将来会使水电站产生的清洁能源发挥更大的社会效益和经济效益。

关键词：水轮发电机组；常见故障；处理措施引言水轮发电机运行原理是当水流通过水轮机时，水流可以带动水轮机进行运转，这一过程中水能转换成了机械能，而水轮机的转轴可以带动发电机的转子运动，从而进一步将机械能装换成电能，并最终以电能的形式输出。

根据功率和转速等级的不同，可以对水轮发电机进行微型、小型、中型和大型的划分，当前世界对水轮发电机大小的划分标准尚未统一，在我国的划分体系中，额定功率在10000kW以上的为大型水轮发电机，不同类型的水轮发电机的转速也不同，大型水轮发电机低速状态时额定转速小于100r/min，中速状态时额定转速在100～375r/min，高速状态时额定转速大于375r/min。

1水轮发电机组运行中常见的故障首先是参数异常。

水轮发电机组的工作参数出现异常，这一故障是由于水轮发电机组参数超出了正常范围，导致水轮发电机组“带病”运行。

对于这一故障，虽然不能对水轮发电机组造成直接损坏，但是随着“带病”运行长时间的不断累积，会影响水轮发电机组计算结果的精确性，进而在一定程度上对水轮发电机组运行的稳定性产生严重影响。

其次是甩油装置故障。

在运行过程中，水轮发电机组会出现不同程度的甩油现象，引发这种现象的主要原因包括：一是加油量过多。

在给水轮发电机组加油时，由于运行人员失误，造成加油量超过机组油箱阈值，导致水轮发电机组运行过程中出现不同程度的甩油现象。

水轮发电机的常见事故处理
（1）发电机断路器自动跳闸，运行人员应立即检查
1）灭磁开关是否跳闸，如未跳闸应立即远方跳闸；
2）检查是由于何种保护动作使断路器跳闸，查明光字牌后分析动作的正确性。

如系外部故障引起过电流保护动作，同时内部故障保护未动作，发电机外部检查无明显的不正常现象，应与调度联系发电机可并入电网。

3）如系运行人员误动，判明后立即将发电机并入电网；
4）如系发电机内部故障保护动作而引起跳闸，应测量定子绕组的绝缘电阻，并对保护范围内的一切电气回路作详细的外部检查，查明有无冒烟、冒火、响声、焦味、放电、灼伤痕迹等外部现象，同时对动作的保护进行检查，联系调度查问电网上的情况。

如未发现发电机及保护范围内的故障，发电机可从零升压，升压正常可将发电机并入电网；升压不正常，应立即停机，详细检查故障部位并设法消除。

（2）发电机发生剧烈的振荡。

有时有下列现象：
1）电力表指针在全盘上大幅度摆动；
2）定子电流表针来回剧烈的摆动，可能超过正常值
3）定子电压表和母线电压表指针剧烈的摆动，经常低于正常值4）转子电压表和母线电压表指针剧烈的摆动，经常低于正常值5）发电机发出鸣音，其节奏与表计指示摆动合拍。

这时运行人员应立即采取一下措施：
1）降低发电机的有功负荷，增加励磁电流，以恢复稳定；
2）采取上述措施无效后，应将机组解列或解列发电厂的一部分机组。

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