灯泡贯流式水轮发电机组_运行规程(柳城)11

广东省河源市富源水电有限公司企业标准

柳 城 水 电 站

运 行 规 程 汇 编

2011年 月发布 2011年 月试行

广东省河源市富源水电有限公司 发布

目 录

1 水轮机运行规程 （1） 2 发电机运行规程 （17） 3 变压器运行规程 （33） 4高压配电装置运行规程 （47） 5厂用电系统运行规程 （63） 6备用电源柴油机运行规程 （74） 7辅助设备运行规程 （81） 8调速器系统运行规程 （115） 9励磁系统运行规程 （123） 10直流系统运行规程 （132） 11继电保护运行规程 （137） 12水务管理规程 （178） 13柳城水电站工程概况 （180）

附加说明：本规程主要由广东省河源市富源水电有限公司柳城水电站提出

本规程主要起草人： 吴秀兰

本规程主要审核人：曹佳源（机组及其辅助设备）、陈德华（电气及其自动化）

本规程批准人： 汪文良

本规程为试行本，部分地方还待完善，如在阅读中发现本规程有不足或纰漏处，恳请指正。

1 主题内容与适用范围

1.1 本规程规定了柳城水电站水轮发电机的管理运行方式，操作维护及故障、事故处理。

1.2 本规程适用于柳城水电站运行人员和生产管理人员对水轮发电机的运行管理，也可供有关检修人员参考。

1.3 下列人员应通晓本规程

1.3.1 领导及技术人员：分管生产领导、站长、工程师、助理工程师、专职技术人员。

1.3.2生产人员：管理员、值长、运行值班员、维护班人员。

2 引用标准

本规程是根据机组制造厂家提供的技术资料、有关技术标准并结合本厂实际情况编写。引用主要标准有：

DL/T710—1999 《水轮机运行规程》

DL/T507—93 《灯泡贯流式水轮发电机组起动试验规程》

S417-00JT 《水轮机基本技术条件》

3 灯泡贯流式水轮机介绍

贯流式水轮机的导叶和转轮间的水流基本上无变向流动，加上采用直锥形尾水管，排流不必在尾水管中转弯，所以效率高，过流能力大，比转数高，特别适用于水头为3～20米的低水头电站。这种水轮机装在潮汐电站内还可以实现双向发电。这种水轮机有多种结构，使用最多的是灯泡式水轮机。

灯泡式机组的发电机装在水密的灯泡体内。其转轮既可以设计成定桨式，也可以设计成转桨式。世界上最大的灯泡式水轮机(转桨式)装在美国的罗克岛第二电站，水头12.1米，转速为85.7转/分，转轮直径为7.4米，单机功率为54兆瓦，于1978年投入运行。

4 水轮机结构说明

柳城水电站水轮机是由天津市天发重型水电设备制造有限公司生产的灯泡贯流式水轮机，水轮水轮机本体包括“埋入部分装配”、“导水机构”、“转动装配”、“轴承装配”、“主轴密封”、“接力器装配”“水气管路”、“仪表管路”、“调速器油管路布置”等部套。

4.1埋入部分装配包括：尾水管装配、转轮室、基础环、伸缩节、管形座装配等。

4.1.1尾水管装配

尾水管里衬是防止水流对混凝土尾水管直接冲刷而设置的金属衬板，由12mm厚钢板卷制，在距转轮中心线3295mm处设有四只测压头作为电站测试水压之用。尾水管里衬长8.355m，分三节共6半，第一节长2755mm，该节上装有Φ630尾水管进人门，第二、三节长2800mm，每节下半节装有安装用支腿2个，以备安装调整使用。

机型号GZTF08B—WP—550，装置形式为灯泡贯流式，座环为机组的主要支撑。

4.1.2转轮室

转轮室为钢板焊接结构，上部在桨叶转角范围内120°易汽蚀区域采用不锈钢，与叶片配合面为球面，喉部直径为Φ5278mm，为了便于安装，分上、下两半，用螺栓把合一起，采用橡胶条密封。转轮室用螺栓和外配水环把合在一起，把合法兰处密封采用Φ12橡胶条密封。

4.1.3基础环

基础环上装有伸缩节，后部焊在尾水管上，它是伸缩节、转轮室的基础，要求与管形座具有一定的同轴度及平行度要求。基础环采用钢板焊接结构，在安装调整轴线后，下游端与尾水管里衬焊牢。基础环要承受转轮室传来的水力振动，因而要求与混凝土结合牢固。

4.1.4伸缩节

伸缩节安装在轮转室与基础环之间，采用Φ16橡胶条密封结构，可有效地防止漏水，伸缩节轴向调节间隙10mm，作为消除安装时的间隙误差之用，出可消除因厂房基础变形而对机组结构之影响。

4.1.5管形座装配

管形座是机组的主要支撑，承受机组大部分重量，水的压力、浮力、正反向推力、发电机扭矩等，并将这些负荷传递到基础混凝土上，因而应具有足够的强度、刚度。

管形座是整个机组的安装基准，水轮机的导水机构，发电机定子，组合轴承等都固定在其两端法兰上，并以此为基准顺序安装。

管形座采用钢板焊接结构，受运输条件限制内锥分为两半，外锥分为四半，在水平方向有两个固定导叶，在垂直方向有两个进人筒，既为管形座的主要受力部件，也作为安装油、水、 气管路和电气线路，更换水轮机轴承、密封、组合轴承的通道。

4.2 导水机构

灯泡贯流式机组导水结构的主要作用：导水机构为圆锥式，16只具有空间曲面的导叶成65°流量，水轮机停止运行时，导叶关闭切断水流。

导水机构装配主要：由外配水环、内配水环、导叶、控制环、压环、套筒、导叶臂、传动机构、重锤装配及锁锭装置等组成。

4.2.1 导水：通过调节导叶开度可调节机组转速、功率。关导叶时则可切断水流使机组停机。导叶轴套采用具有自润滑性能的钢背复合材料，分别安装在内、外配水环上。为测量导叶后外配水环内水压力设有四只测压头。

4.2.2 控制环上悬挂有 14.5T的重锤，当机组正常停机时，导水机构在接力器操作力矩、重锤力矩及导叶自关闭水力矩共同作用下关闭。而当事故停机又遇调速器故障时，则自动油阀使接力器开腔通排油，关腔直通压力油罐的压力油，加上导叶自关闭力矩及重锤力矩将导叶关闭，以防机组飞逸。

4.2.3 传动机构：由导叶臂、连板与控制环、导叶组成为一空间运动系统，连板机构采用球形付，磨擦面为钢对铜，定期注入润滑脂,在导叶处设有拉断销,相隔布置。当导叶间有异物卡住不能关闭时，拉断销被拉断而保证了其它零件不至损坏，拉断销拉断时能自动发出信号，以便进行停机并更换损坏的拉断销。

4.3转轮装配

转轮是水轮机的重要部件，通过它将水流的能量转换为机械能，经主轴传给发电机转换为电能。

°锥角组成封闭的多棱锥面。主要功能是使水流在进入转轮前产生环量，并根据机组功率的需要调节

转轮型号为GXTF08B，转轮装配包括叶片、转轮体、转轮体芯、活塞缸和叶片传动机构等。转轮名义直径为5.5m，缸动式结构，轮毂比为0.33，工作油压为6.3MPa，三只叶片，叶片根据水头、负荷通过调整至最佳位置以保证水轮机在高效率工况下运行。

4.3.1转轮体：材料为ZG20Mn，在叶片转角范围内呈球形，球面外壁开有三个孔，内装铜轴套，为叶片系统的外部轴承，转轮体上设有放油阀和通气孔，用以安装、试验、检修时放油、充渍、排气之用。转轮体内油压由轮毂高位油箱保持，大于上下游水位压力。

4.3.2叶片：桨叶密封采用“V”、“X“型橡胶组合密封，在不拆卸桨叶的情况下，可以更换密封。桨叶密封将作整体耐压试验，以保证不漏油、不渗水。

4.3.3叶片操作系统：叶片操作系统由接力器缸、活塞、转臂、连杆等组成，采用缸动式结构，活塞固定不动，来自受油器开关腔的压力油通过接力器缸的运动，带动连杆、转臂操作叶片转动。接力器缸和导向筒的配合部位设置两个导向键可防止活塞缸转动。活塞与活塞缸之间设有良好密封，可有效减少两腔漏油，活塞直径Φ750mm，操作油压6.3MPa。

4.4 主轴

水轮机与发电机共用一根轴，轴身直径为Φ700mm，与水电径向轴承配合直径为Φ740mm，轴长为6405mm，转轮端法兰直径为Φ1320mm，发电机转子端法兰为Φ1150mm，两端有法兰分别与转轮、转子用螺栓联接，并有销子传递扭矩。

4.5 轴承装配

水轮机导轴承即水导轴承采用动静压结合式油膜轴承，轴瓦采用轴承合金材料，为分半结构，内径φ750mm，瓦长525mm，单边间隙为0.2～0.225mm。当水轮机转速超过95%额定转速时，轴承为动压运行，此时轴承油膜由动压形成。润滑油来自重力油箱，耗油量为25l/min。使用N46汽轮机油，排油自流至设在水轮机坑的液压泵站。

当水轮机起动及机组停机过程中，转速低于95%额定转速时，轴承为静压动行，此时由高压油油泵供给高压油通至轴瓦下部的高压进油腔，用高压油将主轴顶起形成油膜，避免在低速时油膜破裂导致烧坏轴瓦。

轴瓦下部设有两只电阻温度计，既能读数也能发出信号，当轴瓦温度达到70℃时，发出信号指令机组事故停机。

4.6 主轴密封

主轴密封是防止流道内压力水通过转动与静止部分之间的间隙漏至水机仓内部，它由主轴工作密封和检修密封组成。密封的设计可在不拆水轮机径向轴承的情况下调整、更换密封。

4.6.1工作密封采用双道密封形式，第一道密封与不锈钢衬套接触，密封村料为聚氨酯橡胶，第二道密封为平板密封，密封材料为中硬耐油耐磨橡胶，固定支架装在导流锥上，水箱把合在固定支架上，把漏水通过水箱下部的排水管排至集水井。工作密封通过清洁水润滑。

4.6.2检修密封采用空气围带式密封，停机检修时，围带内通入压缩空气使围带扩胀。防止水进入灯泡体内。

4.7 受油器操作油管装配

受油器装在发电机定子上，采用浮动瓦结构，由受油器体、受油器座、前油箱、操作油管装配等组成。

4.7.1 受油器将来自调速器主配压阀的开、关腔两个压力油管通过操作油管（装配的内外油管）与转轮的活塞相通，构成操作转轮叶片转动的供油系统，受油器操作油管的内管将来自重力油箱的油罐

到转轮体内腔形成一个恒定压力油源，用以密封叶片与转轮体配合的间隙，防止流道的水进入转轮体内。转轮叶片的转角通过回复机构的回复轴用电反馈反馈给调速器。其额定工作油压6.3MPa。

4.7.2 受油器设有漏油回收和排出装置，桨叶接力器位移指示装置，受油器与发电机所有联接处都设有绝缘材料。受油器转动与固定部分留有一定的反向推力位移裕量。

4.8 导叶接力器

采用两只后铰式直缸接力器，额定操作油压6.30Mpa，行程为1070mm，接力器与机组水平中心成90℃布置在水轮机机坑支墩平面上，它由接力器缸、活塞、推拉杆及前后缸盖等组成。接力器保证在水轮机运行范围内都能可靠地操作导叶，调速器事故时靠重锤关闭导叶。接力器设有导叶机械液压分段关闭装置。

4.9 水气管路布置

水气管路包括主轴密封供水和排水系统，检修密封压缩空气系统及相应的自动化元件，当水气供应不满足要求或中断时能发出警报信号，主轴密封供水中断时能自动停机，排水接至电站集水井。

4.10仪表管路布置

仪表管路中有六个议表，分别测量管形座前进水流道压力，轴承润滑油压力，主轴密封清洁水压力，导叶后、桨中前的水压力及真空度、尾水管的压力及真空度。各仪表分别与上述各处管子相连接，每个仪表下接有一个截门，必要时可以关闭或打开，六个仪表装在一个仪表盘上，仪表盘放在便于观察的地方。仪表管路还备有3根试验管，分别测量导叶前、后和尾水出口的水压力。

4.11 回复机构采用电反馈型式与微机调速器，导叶、桨叶反馈装置形成一套完整的安全可靠的协联运行系统。

4.12 水轮机旋转方向从上游向下游看为顺时针。

5 水轮机技术性能

5.1 水轮机净水头

5.1.1 最大水头Hmax 5.91m；

5.1.2 额定水头He（发额定出力时的最小水头）4.24m；

5.1.3 最小水头Hmin 2.0m。

5.2 转速

5.2.1 额定转速：75.0 r/min

5.2.2 飞逸转速：在最大水头5.91m、发电机空载、导水叶全开，协联破坏情况下，最大飞逸转速≤250r/min。

5.2.3 飞逸时间：在最大飞逸转速工况下机组所有旋转部分应能安全运行5min，不产生有害变形。

5.3 运用范围 水轮机稳定运行范围规定如下：

水头范围：2.0～5.91m；出力范围：3.046～7.615MW ；额定转速：Nr=75r/min。

5.4 功率和效率

5.4.1 功率保证

5.4.1.1 在额定水头4.24m时，水轮机最大出力不小于7.615MW；

5.4.1.2 在最小水头2.0m时，水轮机最大出力不小于3.046MW；

5.4.1.3 在最大水头5.91m时，水轮机最大出力不小于7.615MW。

5.4.2 效率

5.4.2.1 在额定水头4.24m，发额定出力7.615MW时，保证水轮机的效率不低于91.0%；

5.4.2.2 在全部运行范围内，水轮机的最高效率保证值为93.9%；

5.5 整机运行稳定性和噪声：

在净水头2.0m至5.91m的范围内，机组保证在电网中带各种负荷稳定运行，在孤立电网中空载运行稳定。

5.5.1 在5.3规定的运行范围内，水轮机尾水管内的压力脉动值不大于相应水头10%；

5.5.2 在5.3规定的运行范围内，水轮机径向轴承垂直振动值双幅不大于0.14mm；

5.6.3 在额定转速和导叶空载开度至满载开度的全部运行工况下，在转轮中心线平面上距离转轮室外缘1m处测定，其噪声不超过85dB。

5.7 调节保证

5.7.1 机组在4.24m水头，7.615MW出力下突甩全部负荷时，最大转速上升率不大于70%； 5.7.2 机组在5.91m水头，7.615MW出力下突甩全部负荷时，导叶前最大压力上升值不大于16mH2O。 6 水轮机运行规定

6.1 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，值班人员和有关人员必须严格遵守本规程，任何人对本规程有违反之处，值班人员有权制止和拒绝执行，并汇报有关领导。

6.2 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领导或公司机电总工批准，变更定值要有正式的定值更改通知单。

6.3 机组应尽量在5.3条规定的稳定运行范围内运行，并及时调整运行工况，避免运行中振动、噪音超过允许范围。

6.4 汛期泄洪时，当机组负荷小于3046kW时，一般应将机组停机，其运行最低极限水头为2.0m，机组不得在2.0m以下的水头运行。

6.5 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0.3m时，应联系机组空转清渣处理。

6.6 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，采用落尾水门方法迫使机组停机，停机后应通知检修进行全面检查。

6.7 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。

6.8 运行中轴承润滑油量及温度规定：

6.9 在负荷不变的情况下，机组轴承瓦温较前1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。

6.10 轴承油冷的冷却效果可用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25m/h。当冷却水量最大，而冷却效果仍不良时，应待停机时通知检修清洗油冷。

6.11 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，应检查其回油箱油加热器能否自动保持油温在20℃以上，当油温低于15℃时应手动投入加热器，当油温25℃时应退出加热器，并通知检修检查加热器控制回路。

6.12 润滑高位油箱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。

6.13 运行中机组主轴密封润滑水量≤25L/min，但切忌滴水不漏，以免烧损密封填料。主轴密封供水压力保持在0.2～0.25MPa之间(表计处0.1～0.15MPa)，检修围带密封气压为0.60～0.70Mpa之间。

6.14 当机组发生高转速加闸停机，停机后应对风闸进行检查。

6.15 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工作。 3

7 水轮机运行操作

7.1 开机操作

7.1.1 机组开机前应检查：

a) 无任何事故信号；

b) 调速系统、轴承油系统、转轮恒压油系统、技术供水系统、制动系统及发电机冷却系统均正常；

c) 各保护、信号及自动装置均正确投入。

7.1.2 机组的启动可用自动和手动方式，正常开机以上位机自动方式为主。

7.1.3 机组自动开机的条件：

a) 机组温度正常；

b) 调速器无故障；

c) 剪断销未剪断；

d) 调速器无事故低油位；

e) 紧急停机按钮已复归；

g)接力器锁定投入。

7.1.4 机组自动开机条件具备后，各开机条件满足灯亮，此时在中控上位机给开机令，机组将按程序自动开机。

7.1.5 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。

7.1.6 机组开机过程中应注意下列情况：

a) 导叶、浆叶动作协联情况；

b) 机组的声音及振动情况；

c) 机组转速上升情况；

d) 各轴承温度上升情况；

e) 油压装置工作情况；

f) 高顶油泵动作情况；

g) 润滑油系统工作情况。

7.1.7 手动开/停机在下列情况使用：

a) 检修后第一次开/停机；

b) 调速器自动方式不能运行或微机故障；

c) 机组试验需要；

d) 汛期低水头特殊工况下。

7.1.8 手动开机操作步骤：

a) 检查机组各系统正常，开机条件满足；

b)启动润滑油泵，技术供水阀全开、投入主轴密封水，退空气围带气，启动各辅助设备(润滑油循环、冷却水供给、冷却风机)；

c) 投入高顶油泵；

d) 复归制动闸装置；

e) 轴承油流量正常后，将调速器切手动后开机；

f) 机组转速正常（大于95%额定转速）后，退出高顶油泵。

7.1.9 机组自动方式开机流程：

查开机条件满足→启动开机→拔锁锭且已拔出→启动润滑油泵 →技术供水阀全开+主轴密封供水阀全开且水量正常→ 开启机组润滑高位油箱轴承主供油电动阀→空冷风机投入 →高顶油泵启动→查高顶压力正常 → 查组合、水导轴承供油量正常→制动闸已落下→检修密封空气围带排气并无压→给调速器开机令 → 查转速上升至95%Ne → 高顶泵退出 → 空转状态 →合灭磁开关→ 给励磁启励令 →空载状态→复归调速、励磁开机令 → 发电令 → 投同期 → 合断路器 → 复归同期 → 机组带负荷运行。

7.1.10 开/停机前后，均应对机组进行全面检查。

7.2 停机操作

7.2.1 机组停机前应检查制动系统正常，正常停机采用自动方式。

7.2.2 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。

7.2.3 机组停机过程中，应监视制动系统工作情况，当机组转速降至35%Ne（监控自动停机流程给定值）厂家提供给定值为机组转速降至20% Ne时投入制动，制动投入当自动刹车失灵时，应改为手动刹车。制动气压0.50～0.70Mpa，使机组连续制动。

7.2.4 停机过程中遇导叶卡阻，拉断销拉断，机组无法正常停下时，采用落尾水闸门迫使机组停机。

7.2.5 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，以及空气围带是否充气。制动是否投入，锁定是否投入，冷却风机是否退出，调速器是否正常，油罐油压、油位正常。

7.2.6 手动停机操作步骤：

a) 发电机与系统解列；

b) 发电机手动灭磁；

c) 投入高顶；

d) 在调速器机柜上操作停机；

e) 转速至20%Ne时刹车；

f) 转速至零后，退出高顶和各辅助设备，关轴承主供油阀；

g) 退密封水，投围带气；

h)投接力器锁定。

7.2.7 机组自动方式停机流程：

空载令 → 有功、无功减至最低限值 → 导叶已关到空载 → 跳发电机断路器且已分闸 → 空转令 → 给励磁停机令 → 查电压降至5%Ue →停机令 → 停机令给调速器 → 转速降至≤95%Ne → 高顶油泵投入 → 查导叶全关 → 查转速降至35%Ne（自动流程数值） 本电站厂家规定值为20%额定转速→ 投制动电磁阀且制动闸有压 → 查转速降至0.5%Ne→ 开主轴检修密封空气电磁阀、关润滑高位油箱出油电动阀、关主轴密封水电磁阀、停止空冷风机 → 投入接力器锁锭 → 复归调速器停机令 → 停机完成。

7.3 机组转检修操作

7.3.1 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。

7.3.2 水轮机大修应做如下安全措施：

a) 机组停机并做好电气方面检修隔离措施，即将发电机转入冷备用；

b) 落下进水口闸门并做好防止误开的安全措施；

c) 手动将导叶开度开到10%位置；

d) 落下尾水闸门后，打开机组上、下游流道检修阀S1 (2)(3)121；

e) 启动两台检修排水泵抽上、下游流道水位至工作点以下；

f) 关闭调速器主油阀（Y1006）；

g) 手动将导叶打开至全开位置，

h) 退出机组所有辅助设备，压力油罐排压；关闭刹车、复位及围带供气阀；

i)打开尾水进人门观察阀，观察是否有水流出。

7.3.3 部分水轮机的工作，若需进入发电机内部进行工作，则应落进水口闸门。

7.3.4 设备经过检修后，值班人员应进行全面检查，并会同检修（维护）人员进行必要的启动操作，同时要求检修（维护）人员进行以下检修交待：

a) 设备所修项目（含技改项目）及检修（改造）简况（简图）涉及设备结构的更改或运行方式变化，必须提供详细的技术文件（含技术图纸）。

b) 设备存在的问题及运行中注意事项。

c) 设备检修后各项参数是否符合规程的要求。

d) 设备是否具备投运条件。

7.4 机组恢复备用的操作

7.4.1 水轮机大、小修后，经公司主管生产领导作出准备启动决定后，当班值班员应完成下列工作；

a) 收回所有检修工作票，全体工作人员撤离工作地点；

b) 检查水轮机各部分及周围（包括所有工作场地）应清洁整齐；

c) 检查各油箱已加至正常油位，压力油罐建压；

d) 恢复工作票上所有安全措施。

7.4.2 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。

7.4.3 具备上述条件后，进行充水操作：

a) 检查流道排水阀及尾水排水阀确已关闭，将导叶手动开至10%；

b) 提进水闸门充水门对流道进行充水，检查机组各部位是否漏水；

c) 各部正常，关导叶，投锁定，且尾水门内外水压平衡时提起尾水门；

d)检查泡头及压力盖板等处是否漏水；

e) 各部无漏水且水压平衡时提起进水门。

7.5 机组检修后的试验

7.5.1 机组检修后的试验，应由技术部门事先拟好启动方案和试验程度，并在生技、安监、运行、检修等有关人员在场时进行。

7.5.2 机组检修后的首次启动应以手动方式开机，并由检修人员在泡头、内筒体等各部监听声音和测量摆度。

7.5.3 若机组轴承瓦进行过检修处理，则开机后应监视瓦温变化情况，待瓦温稳定后方能进行其它试验。

7.5.4 机组操作或试验过程中，如发现事故信号、剧烈振动、异音、异味或其他异常情况应立即停止操作，并报告值长，待查明原因后，方可继续下步工作。

7.5.5 机组大修后开机前检查：

a) 查# 机尾水进入孔确已关闭，上、下游流道水充满且无漏水；

b) 查# 机检修流道排水阀确已全关；

c) 查# 机检修尾水排水阀确已全关；

d) 查# 机尾水闸门、进水闸门确已提起；

e) 查# 机各部确已无防碍其转动异物；

f) 查# 机润滑油箱、高位油箱、调速器油箱油位正常；

g) 查# 机压力油罐油压、油位正常；

h) 查# 机组合轴承油位正常，溢油管有油流；

i) 查# 机制动气压正常

j) 查高位水箱水位正常

8 水轮机维护与检查

8.1 运行中的机组应定时记录各轴承温度、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。

8.2 备用机组停机时间达一个星期小时以上时，为防止轴承油中的水分锈蚀轴瓦，应投入轴承油泵运行20分钟，投入高顶泵运行5分钟。投加热器24小时，每隔一小时投风机二台5分钟。

8.3 水轮机各部的巡回检查项目

8.3.1 操作层设备检查项目：

a) 查调速系统工作正常，具体见《调速系统运行规程》；

b) 查机组LCU装置工作正常，具体见《计算机监控系统运行规程》；

c) 查机机组动力柜、油泵动力柜工作正常；

e) 查动力柜相相电压、各支路电流指示正常，无过载现象；

f) 查动力柜刀闸接触良好，各开关投入正常，各电缆连接可靠，无过热现象；

g) 查柜内各二次接线良好，无松动、过热现象；

h) 查动力柜面板各电源指示灯、工作指示灯指示正常；

i) 查柜内各中间继电器无跳动、热继电器无动作，综合控制器无异常；

j) 电源自动转换装置(ATS)工作正常，在自动位置；正常供电电源在厂用电I段，另一路备用电源有电压；

k) 查制动测温柜、仪表柜指示正常；

l) 测温装置工作正常，机组各部轴承瓦温、发电机冷热风温及定子温度均在允许范围； m) 查轴电流继电器工作正常，无轴电流指示；

n) 查制动装置进气压正常，在自动工作状态，各管路阀门位置正确，无漏气现象；

o) 查机组运行时制动装置在复归状态、停机时在制动状态，开停机时能够按转速自动投退； p) 查柜后各电源开关投入正常，各接线良好，无松动过热现象。

8.3.2设备、电缆层设备检查项目：

a) 查机组运行中主轴密封水压在0.2～0.3Mpa内，围带无气压；停机中主轴密封无水压，检修围带在充气状态(0.6MPa)；

b) 机组运行中各轴承油流量计信号灯指示正常(所有绿灯均亮)，透明油管中充满油；停机中轴承供油电动总阀在关闭位置；

c) 各电磁阀、电动阀、传感器接线良好，动作可靠，运行中无漏油、水、气现象；

d) 查机组运行中空冷水压在0.15～0.25Mpa之间；

e) 查各油、水、气阀门位置正确，各阀门及管接头无渗漏现象。

8.3.3 内筒体检查项目：

a) 发电机出线电缆联接可靠，无过热、放电现象；

b) 筒内干燥、照明良好，温度适中。无结露、积水、积油现象；

c) 机组运行中振动正常，无异音、异味；

d) 齿盘测速装置工作正常，接线良好，无开关变位现象；

e) 组合轴承回油管、水导轴承回油管油流量计显示值正常；

f) 导叶轴套无漏水，主轴密封无大量漏水，水导轴承无甩油现象；

g) 各油、水、气管路及阀门无渗漏；

h) 查各轴承测温引线接线良好；

i)转子接地保护碳刷与大轴接触良好，无电火花；

j) 查筒内各部件之间连接紧固，无松动、脱焊现象。

8.3.4 廊道层检查项目：

a) 机坑层排水沟畅通，水中无油和其它杂物；

b) 机组运行振动声正常，无金属撞击声和其他不均匀响声；

c) 油冷却器工作正常，外部无结露，油冷水压力在规定范围内；

d) 漏油箱、润滑回油箱油位在正常范围；

e) 各油泵运行声音正常，出油压力正常，油泵外壳接地，地脚螺栓联接紧固；

f) 油泵现地控制柜各控制开关在自动状态，柜内各端子接触良好，无松动、过热现象； g)高顶油泵在开机令给出至机组转速达95%Ne和停机令给出转速降至95%Ne直至机组全停的过程中投入，开停机过程中高顶出油管压力应保持在10-20MPa左右；

h) 当油温小于20℃时投入油加热器，同时关冷却水，油温大于25℃时，退出加热器，投入油冷却器；

i) 导叶接力器动作正常，无抽动现象，推拉杆背帽无松动，结合面及管路无渗漏；

j) 导叶反馈钢丝绳无脱槽断线现象；

k) 导叶连杆连接正常，连杆背帽无松动；

l) 导叶拉断销信号装置接线良好，调速环锁锭运行中在拔出位置；

m) 导叶轴套、转轮室、伸缩节和尾水管进人孔各结合面无漏水，无裂缝、螺杆无松脱； n) 各系统阀门位置正确，阀门及管路无漏油、漏水现象，当油泵停止运行时，各逆止阀能可靠动作止逆。

8.3.5 高位油箱室检查项目：

a）润滑高位油箱油位保持在溢流状态，溢流管畅通，机组运行中有溢油声，油位计满油位； b）轮毂油箱油位正常。油位计能正确反映油位，油位计无破损漏油；

c）各进、出油阀门位置正确，正常运行中除油箱排油阀外，其它阀门均应全开。各阀门及管接头无漏油现象；

d）油箱各油位传感器、温度传感器、电加热器等接线良好，无松动、过热现象；

e）油箱体温度适宜，电加热器能根据油温自动投退。

8.3.6 水泵室检查项目

a) 水泵运行中声音正常，轴封无漏水，外壳接地良好，地脚螺丝无松动；

b) 水泵轴承油位正常，无渗漏油，泵体运行中无过热(以手触试)；

c) 水泵进出各阀门位置正确，无渗漏水现象，水泵出水逆止阀能可靠止逆；

d) 总冷却水电动阀在开机时能自动开启，停机时自动关闭；

e) 查水泵控制柜面板控制各开关在自动，无故障光字灯亮，水泵启动过程及运行中电流正常；

f) 查控制柜双投刀闸在I或II段位置，触头接触良好，柜各电源接线可靠，无过热现象；。 g) 查柜内各元件工作正常，空气开关未脱扣，热继电器无动作，熔丝无熔断；

h) 查技术供水泵每次起动时间和每日起动次数正常，能够按设定起动次数自动轮换工作； i) 查技术供水全自动滤水器是否能自动。

9 水轮机故障处理

当机组发生故障时，中控室报警，上位机显示“#×机组故障”，并推出相应故障画面，值班人员应立即查明原因并及时处理。

9.1 水机故障信号有：

a) 正推、反推、发导、水导瓦温升高；

b) 空冷器冷、热风温度升高；

c) 空冷器、油冷却器供水、主轴密封水供水中断；

d) 正推、反推、发导、水导供油中断。组合轴承油位过低；

e) 导叶拉断销拉断；

f) 调速器故障，压力油罐压力异常；

g) 高顶总管、发导高顶、水导高顶油压过低；

h) 润滑油泵油箱、油箱油混水；

i) 各油箱油位异常；

j) 轴电流过大；

k)高位水箱水位过低。

9.2 压油系统故障

9.2.1 原因：备用泵投入、压油罐位异常、调速器油箱油位异常。

9.2.2 处理步骤

a) 压油系统故障后，应查看上位机信号及现地检查。若为备用泵投入信号，应检查备用泵启动的原因，如导浆无法协联情况、主用泵停泵等；

b) 若为压油罐油箱油位异常，应立即检查油位是否正常，不正常可进行手动补气或排气，使油面保持在正常范围，并通知检修处理；

c) 若为调速器油箱油位异常，应立即检查油位是否过低，如是则通知维护加油处理并检查油的去处；

d) 检查压油系统装置信号是否误动所至。

9.3 风机、冷却水系统故障

9.3.1 原因：空冷风机故障、冷却水系统故障（冷却器堵塞）。

9.3.2 处理步骤

a) 运行中如出现冷却水中断，应立即排除；当瓦体温度不超过55℃，油槽内热油温度不超过50℃时，可以暂时运行；在此期间应时刻监视油温、瓦温上升情况，恢复冷却水时，要缓慢调整至正常压力；

b) 风机、冷却水系统故障后，应查看上位机信号及现地检查，若为空冷风机故障，应检查哪台风机停运并查明原因，如电源是否正常，空气开关是否跳闸，热元件是否动作等；

c) 若为冷却水系统故障，应检查空冷却器是否停运，水系统阀门位置是否正确。若空冷器停运，

应检查空气开关是否跳闸，电源是否消失，控制回路动作是否正常等；

d) 若空冷却器运行则检查是否抽空不上水，滤过器是否堵塞，冷却器堵塞轴封漏水是否过大等现象，检查信号是否误动所至。

9.4 高顶泵故障

9.4.1 原因：高顶压力过低、高顶失败。

9.4.2 处理步骤

a) 若为高顶压力过低信号，应查高顶泵是否已停止，若未停，应检查压力达不到额定值的原因，并通知维护处理；

b) 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。

9.5 轴承润滑油系统故障

9.5.1 原因：高位油箱油位降低、轴承油流量中断、润滑油泵备用泵启动。

9.5.2 处理步骤：

a) 轴承润滑油系统故障后，应查看上位机信号及现地检查润滑油系统运行是否正常；

b) 若为润滑油箱油位过低所至，应通知维护加油并检查油的去向，并监视轴承油系统运行是否正常；

c) 查轴承润滑用油量是否大于润滑油泵输油量所至，若是则通知维护立即控制油量大小使之达至平衡；

d) 轴承油流量中断，应检查轴承油流量变送器是否损坏，信号是否误动；

e) 查阀门是否被关闭或损坏；

f) 若备用油泵启动，应检查润滑备用油泵启动的原因。如自动油泵启动是否上油；自动油泵不启动；空气开关跳闸；电源消失等。

9.6 主轴密封水故障

9.6.1 原因：主轴密封水中断、主轴密封水过低。

9.6.2 处理步骤

a) 检查高位水箱水位是否过低，若水泵在运行，则查是否抽空。

b) 若是水泵不启动，应查电源是否消失，空开是否跳闸。

c) 检查控制回路动作是否正常。

d) 滤水器是否堵塞。

e) 轴封漏水过大；

f) 阀门是否损坏或误关。

9.7 机组轴承瓦温异常升高处理

a) 若为机组轴承瓦温升高信号，应查系哪一瓦温报警，并与巡检温度及历史数据比较，判断瓦温是否确实升高；

b) 密切监视其变化情况，若温度在均匀地继续上升，这时调整机组协联及负荷后无效应联系地调停机，并通知检修人员检查；

c) 若温度稳定在一定值，应检查是否工况不佳引起，同时亦应通知检修检查温度的真实情况和温度计是否正常。

9.8 发电机冷、热风温度异常升高处理

a) 发电机冷、热风温度升高，冷风温度接近热风温度，应检查空冷却器是否停运，出水阀是否误关；

b) 若热风温度异常升高，应检查风机是否停运；

c) 若冷热风温差正常，冷却系统工作正常，应根据定子温度适当调整发电机负荷。

9.9 导叶拉断销拉断故障处理

a)机组在发电工况下：检查哪一个导叶拉断销拉断，应联系地调停机处理；

b) 停机过程中拉断销拉断，机组无法停转，此时应监视机组停机刹车情况，高顶油泵动作情况。若发现多个拉断销拉断，此时可将调速器切手动，缓慢将导叶关闭停机，此时应注意高顶泵应在运行，转速降至25%Ne时应手动刹车；

c)以上处理仍无效，则应落尾水闸门停机。通知维护人员再进行相应处理。

10 水轮机事故处理

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。

10.1 机组发生事故时，值班人员应根据下列原则立即进行处理：

10.1.1 监视机组自动停机情况，当自动装置动作不良时应手动帮助。

10.1.2 维持正常设备及厂用电的安全运行，防止事故扩大。

10.1.3 有备用机组时，应联系调度开启备用机组。

10.1.4 机组事故停机后应进行全面检查，对事故的情况和经过向调度及领导准确汇报。 10.2 机组事故保护

10.2.1 事故停机

a) 电气事故（机组过速至110%）；

b) 高位油箱油位过低；

c)润滑油主备泵故障；

d) 风机事故；

e) 事故继电器动作

f) 发电机保护跳闸；

g) 手动事故停机；

h) 调速器事故低油位；

i) 轴承供油中断（电导润滑油、水导润滑油、反推轴承润滑油、正推轴承润滑油）。

机组事故停机动作于跳出口开关和灭磁开关、事故停机电磁阀动作关导叶。

10.2.2 紧急事故停机

a) 事故停机中拉断销拉断；

b) 机组过速至140%Ne；

c) 紧急停机按钮动作；

d) 紧继停机继电器动作；

e) 运行时空气围带充气（导叶未全关，空气围带有压）。

紧急事故停机除按事故停机流程停止外，还动作于重锤关机。

10.3 机组运行中遇下列情况之一时，应按紧急停机按钮停机：