水轮发电机组运行

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1、水轮发电机组运行规程1 水轮发电机组主要技术参数1.1水轮机技术参数型 号ZZD232LH420最大水头16.4m额定水头15m最小水头13.5m额定流量112.9m3/s额定转速136.4r/min飞逸转速310r/min最高效率93.1%额定出力15.46 MW浆叶数目4导叶数目24允许吸出高度-2.5m最大轴向水推力215T旋转方向俯视为顺时针水轮机安装高度428.77前池正常水位448.50尾水正常水位432.381.2发电机技术参数型 号SF15-44/6500额定容量18.75MVA额定功率15MW额定功率因数0.8（滞后）额定电压（Ua）10.5 kV额定电流（IN）1031A额

2、定励磁电压（Uf）330V额定励磁电流（If）465A空载励磁电流230A额定频率50HZ相 数3额定转速136.4r/min定子绕组接法4Y飞逸转速310r/min定转子绝缘F级励磁方式可控硅自并励旋转方向俯视顺时针1.3水轮发电机组各部分温度限额值设备名称报警温度停机温度设备名称报警温度停机温度推力轴承6070层间定子线圈100140上导轴承6070槽底定子线圈100130上导油池60冷却器冷风40下导轴承6070冷却器热风60下导油池60励磁变压器100140水导轴承60701.4发电机定子线圈铂热电阻分布图电阻线圈编号123456789101112所在槽数747525425514151

3、94195134135314315相 别UUUUVVVVWWWW槽内位置层间槽底层间槽底层间槽底层间槽底层间槽底层间槽底1.5 机组各部轴承允许摆度值轴承名称测量部位绝对摆度mm发电机轴上操作油管0.30上导轴承处轴颈0.10下导轴承处轴颈0.10大轴法兰法兰处0.14水轮机轴轴承处轴颈0.35注：在任何情况下，水轮机轴承的绝对摆度不得超过0.35mm。2 水轮发电机组的运行方式2.1 额定状态下的运行方式：2.1.1 发电机按照铭牌参数规定数据运行的方式，称为额定运行方式。发电机可在额定运行方式或在出力图的范围内长期连续运行。2.1.2 发电机定子线圈的绝缘为F级，正常运行时温度不得超过14

4、0，温升不得超过100K。为使发电机绝缘能在较好的条件下工作，当发电机在额定负荷及以下时，最好保持线圈温度在6080之间。2.1.3 发电机转子线圈的绝缘为F级，正常运行时温度不得超过140，运行中可用电流电压法计算，所算得的温度不得大于监视温度，测量时的换算公式为：T(V/I250/R15)-235式中：V、I为转子电压、电流 R15 为转子线圈在15时的电阻值。 T为转子线圈温度2.1.4 发电机的冷风温度不得超过40，最低以空冷器不凝结水珠为限，进水温度不得超过28，工作水压0.2Mpa，最高不得超过0.4Mpa。当冷风温度低于额定值时，每降低1，允许定子电流升高额定值的0.5(即5A)

5、，转子电流也允许相应地增加；若冷风温度高于额定值，则每升高1，定子电流应较额定值降低1(即10A)。2.2 发电机电压、频率及功率因数变动时的运行方式：2.2.1 发电机运行电压变动范围在额定电压的5以内(即9.97511.025)，功率因数为额定值时，其额定容量不变。各电压下的相应电流值电压变动505电压(kV)9.97510.511.025电流(A)1085.241031981.892.2.2 发电机连续运行的最高允许电压不得大于额定值的110(即11.55)，最低电压应满足系统稳定运行的要求，一般不应低于额定值的90%(即9.45)。当发电机的电压下降到额定值的95%(即9.915)时，

6、定子电流长期运行允许的数值不得超过额定值的105%(即1086A)。2.2.3 正常运行时，频率变动范围不得超过0.5Hz。2.2.4 正常运行时，定子三相电流任两相之差不得超过额定值的20(即206A)，机组不得发生异常振动，同时任一相电流不得超过额定值。2.2.5 发电机在运行中功率因数变动时，应使定子、转子电流不超过当时冷风温度下所允许的数值，发电机功率因数一般不得超过0.95(滞后)。若在自动励磁方式下，允许短时间在0.951的范围内进行，但应迅速与调度联系，设法降低功率因数。2.3 发电机的同期方式：2.3.1正常同期方式为机组出口开关1DL(2DL、3DL)处自动准同期。2.3.2

7、在1B(2B)主变高压侧断路101DL(102DL)处自动准同期（操作详见本规程4.4条）为备用同期方式。2.4 特殊运行方式：2.4.1 发电机允许带不平衡负荷运行，但持续不平衡电流值，应遵守制造厂家的规定。当按额定负荷连续运行时，三相电流之差不得超过额定值的20(即206A)，机组不得发生异常振动，且任一相电流不得大于额定值；在低于额定负荷时，各相电流之差可稍大于上面的规定值。2.4.2 在系统发生事故的情况下，为防止系统静态稳定遭到破坏，允许发电机在短时间内过负荷运行。短时过负荷允许的时间如下：定子线圈短时过负荷倍数1.101.121.151.25实际定子电流(A)1135.21155.

8、31183.81290持续时间(分)60301552.4.2.1过负荷时，应严格监视系统频率，电压和发电机线圈，轴承，冷、热风等温度不得超过规定值。对正常运行中定子或转子温度较高者，应适当限制短时过负荷的电流倍数和时间。2.4.2.2当发电机的定子电流达到过负荷允许值时，值班人员应首先检查发电机的功率因数和电压，并注意电流达到允许值所经过的时间。在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流到正常值，但不得使功率因数过高或电压过低。2.4.3发电机短路试验可以检查定子三相电流的对称性，与空载特性等相配合，可以求得发电机的一些参数，它还是检查转子匝间短路特别是与转速有关的不稳定匝间短路的

9、一种方法。当发电机大修更换新绕组后，或发现绕组上有明显水珠，或定子绕组吸收比不合格时，也可对发电机进行短路干燥（操作详见本规程4.1条）。2.4.4 发电机在运行中出现异常情况或电气保护动作停机后，在开机并网前应作递升加压试验（操作详见本规程4.2条）。2.5水轮发电机组检修后及备用时间超过15天，开机前应顶发电机转子（操作详见本规程4.5条）。3 水轮发电机组的巡视检查3.1 备用水轮发电机组开机前的检查：3.1.1 检查机组高压开关柜内设备备用状态完好，各开关设备位置信号正确。3.1.2发电机集电环、碳刷及接地碳刷清洁完好，碳刷在刷盒内能自由移动，各碳刷所受弹力均匀，碳刷与滑环及接地碳刷与

10、大轴接触良好，软线连接完好。3.1.3检查机组受油器部分结构完好、清洁、无松动、漏油等异常现象。3.1.4检查励磁系统备用状态良好（详见励磁系统运行规程）。3.1.5检查调速系统备用状态良好（详见调速系统运行规程）。3.1.6检查机组LCU备用状态良好（详见微机监控系统运行规程）。3.1.7检查发电机保护系统备用状态良好（详见微机保护系统运行规程）。3.1.8检查油压装置油位、油压正常。3.1.9油压截止阀1101（2101，3101）全开，各供排油管路无渗漏。3.1.10制动气压正常，制动闸确在复归位置且制动闸动作可靠。3.1.11油泵、顶盖排水泵、技术供水泵自动控制回路正常，切换开关在自动

11、位置。3.1.12机组各部冷却器完好，进、排水阀门位置正确，且无漏水现象。3.1.13推力油槽、下导油槽、水导油槽的油位、油质正常。3.1.14水轮机室内各转动部件处无杂物。3.1.15真空破坏阀在复位状态，无漏水现象。3.1.16接力器锁锭投入。3.1.17剪断销无剪断，且气压正常。3.1.18蜗壳、尾水管排水阀已全关。3.1.19蜗壳进人门，尾水管进人门已关闭，且无渗漏现象。3.1.20漏油泵工作正常，已投入到自动，漏油箱油位正常。3.1.21前池闸门控制系统工作正常，闸门已全开。3.1.22检查机组已处于停机态。3.1.23检查水轮机仪表屏各测量显示值正确。 3.1.23.1蜗壳压力为0

12、.13-0.14MPa。 3.1.23.2支持盖压力为0.0MPa。 3.1.23.3主轴密封压力为0.10-0.2MPa。（密封水未投入时，为0.0MPa） 3.1.23.4轴承冷却水压力为0.0MPa。 3.1.23.5转叶前压力为0.0MPa。 3.1.23.6尾水管压力为0.0MPa。3.2 水轮发电机组运行中的检查：3.2.1 运行中，值班人员在中控室应时刻监视、调整发电机的有功、无功功率，定子电流、电压及励磁电流，使其在发电机铭牌范围内安全运行。3.2.2 监视发电机定子线圈、各轴瓦、油池、冷却器进出风温度，其值不能大于本规程规定值。如温度发生异常或倾向性变化时，应及时分析、处理。

13、3.2.3 检查发电机的振动及声响是否正常，有无强烈振动撞击声，摆度应无明显增大。3.2.4检查发电机层有无异味，有无显著臭氧味和火花。3.2.5检查励磁系统各设备无异常，处于自动、远控运行方式。3.2.6检查电调柜各设备运行无异常，处于自动、远控运行方式。3.2.7检查机组LCU柜的各设备运行正常。3.2.8检查发电机保护屏内各装置运行正常，各保护连接压板投入正常。3.2.9检查集电环表面应清洁，碳刷与滑环接触良好，无火花产生，引线无发红发热现象。3.2.10检查受油器部分工作正常、无漏油现象。3.2.11检查制动气压正常，制动闸位置指示正常。3.2.12检查压力油泵工作正常，压油罐油位、油

14、压正常，回油箱油位正常，各部有无漏油、漏气现象。3.2.13检查调速器运行稳定，无异常抽动、跳动现象，滤油器无堵塞。3.2.14 检查高压开关柜各隔离开关触头、母线接头、电缆接头有无发红、发热现象，试温蜡片/试温贴片是否正常（试温蜡片黄色融化温度60，绿色融化温度70，红色融化温度80；试温贴片黄色温度为60，绿色温度为70，红色温度为80，温度到达时变为黑色），有无爬弧放电及电晕现象，开关位置指示正确。3.2.15检查各轴承油盆油位、油质正常，有无渗漏现象。3.2.16各油、水、气阀门位置正常，有无渗漏。3.2.17冷却水四通转阀在全开位置，位置指示正确。3.2.18各冷却器冷却水压和流量指

15、示器正常，有无流量显著减少及堵塞现象。3.2.19水轮机仪表屏各测量显示值正确。3.2.19.1蜗壳压力为0.13-0.14MPa。3.2.19.2支持盖压力为0.12-0.14MPa。3.2.19.3主轴密封压力为0.10-0.2MPa（当采用备用密封水供水时，空载至6MW运行供水压力为0-0.04MPa；6MW及以上负荷运行时供水压力为0.03-0.06MPa，备用密封水水泵供水时，供水压力为0.06-0.14MPa）。3.2.19.4轴承冷却水压力为0.08-0.17MPa。（反向供水时，压力低于该值）3.2.19.5转叶前压力为0.05-0.10MPa。3.2.19.6尾水管压力为0.

16、0MPa。3.2.20检查顶盖水位正常，顶盖泵工作正常，控制方式在自动位置。3.2.21水轮机室内无异常声响和振动，剪断销完好。3.2.22接力器各部无抽动和漏油现象。3.2.23真空破坏阀无漏水现象，接地碳刷工作正常。3.2.24技术供水泵工作正常，且在自动位置，水压正常(0.1-0.2MP)。3.2.25滤水器无堵塞，压力指示正常。3.2.26漏油箱油位正常，漏油泵工作正常。3.2.27蜗壳、尾水管进人门无渗漏现象。3.2.28检修、渗漏集水井水位正常，各泵工作正常，控制方式在自动位置。3.2.29高、低压气机工作正常，控制方式在自动位置， 其管路无漏气现象，气压正常。3.2.30检查厂房

17、及发电机消防水阀门位置正确，管路及阀门无漏水现象。3.2.31机组各拦污栅无栅差。3.2.32前池工作闸门及启闭机工作正常。3.3 水轮发电机组停机后的检查：3.3.1监视上位机停机流程执行正常，并成功退出。3.3.2监视机组各信号、状态显示正常，并确已处于停机态。3.3.3 检查发电机确已完全停止转动。3.3.4 检查发电机制动闸块复位。3.3.5检查发电机出口断路是确在“分”的位置，指示信号正常。3.3.6机组技术供水泵停运、冷却水总阀关闭正常，各流量指示器显示正常。3.3.7机组围带投入，气压正常。3.3.8机组水车室无异常，锁锭投入。3.3.9顶盖排水系统工作正常。3.3.10水轮发电

18、机组停机后处于备用状态，巡视时应进行全面检查，其项目与备用水轮发电机组开机前的检查相同，使其处于完好状态，保证能随时立即启动。3.4 运行中的水轮发电机组遇到下列情况时应停机检查：3.4.1 发电机发生突然撞击者。3.4.2 发电机的振动和摆度突然增大者。3.4.3机组声响不正常者。 3.4.4 油槽的油面突然上升或下降者。3.4.5 冷却水突然中断，超过规定时限仍无法恢复者。3.4.6轴承的温度突然升高，经处理仍无法降低者。3.4.7 定子线圈或铁芯温度突然大幅上升或跳跃上升者。3.5 有下列情况之一者，水轮发电机组不能启动：3.5.1不符合设计规定的运行水头。 3.5.2进水口拦污栅堵塞较

19、严重（大于1米）。3.5.3水轮发电机组保护不完整或有失灵者。3.5.4各轴承油位在规定的上、下限之外。3.5.5调速系统不能满足手、自动开机或停机要求。3.5.6油压装置油位、油压在规定值以下。3.5.7制动气压不能满足停机要求。3.5.8按规定该顶转子而未顶。 3.5.9密封、冷却水水压、水质不符合要求。3.5.10水力机械事故处理后，未恢复正常或工作票未收回。4 水轮发电机组的操作4.1 短路试验的操作顺序（采用外接直流焊机作电源时）：4.1.1检查发电机的出口断路器、隔离开关在断开位置，在发电机出口隔离开关下端（断路器侧）装设三相短路排，并作好隔离开关的防误合措施。4.1.2断开发电机

20、灭磁开关FMK，并拆除FMK的合闸电源熔断器，拉开励磁功率柜QK51、QK52刀闸。4.1.3退出相应的主变压器的差动保护，拆除发电机5LH至主变压器差动保护的引出线，并将其可靠地短接，然后投入主变压器的差动保护。4.1.4 退出发电机复压过流保护压板15LP。4.1.5 检查直流焊机、测量仪表各接线正确完备。4.1.6开启发电机组至空转态并保持机组转速在额定范围内。4.1.7合上发电机出口断路器，断开发电机组保护屏后操作电源开关3S。4.1.8由维护人员按试验步骤增加定子电流进行试验。4.1.9在试验过程中应检查三相定子电流的对称性，若不对称应停止试验，查明原因。如需要立即切除电流时，应切断

21、试验电源来源，严禁用分开断路器的办法来切断发电机定子电流。4.1.10短路试验完成后，现地调整转子电流减发电机定子电流至最小值。 4.1.11投入发电机组保护屏后操作电源开关3S，断开出口断路器，操作发电机至停机态。4.1.12拆除试验用直流焊机、测量仪表各接线。4.1.13拆除发电机出口隔离开关下端（断路器侧）三相短路排。4.1.14恢复发电机至备用状态。4.2 发电机递升加压的操作顺序：4.2.1检查发电机出口断路器在断开位置，拉开发电机出口隔离开关。4.2.2在励磁触摸屏上将励磁系统切为现地控制、电流调节模式。4.2.3在励磁触摸屏上将电流给定值设定为10% 。4.2.4开启发电机组至空

22、转态。4.2.5在励磁触摸屏上手动投入励磁，启动发电机起励程序。4.2.6用励磁触摸屏主画面上的给定增加键，逐渐调整机组电压至额定。4.2.7用励磁触摸屏主画面上的给定减小键，逐渐调整机组励磁电流至最小值。4.2.8调整励磁电流时应缓慢且只允许向同一方向调节，同时应密切监视转子电压、转子电流、定子电压的变化，整个升压过程中对被加压的设备，应进行监视、检查。加压过程中如发现有异常情况，应立即降电压为零。4.2.9试验完成后，根据情况将发电机停机或并网。 4.3 发变组递升加压的操作(以1F水轮发电机组带1B主变压器为例)：4.3.1推上1B主变中性点接地刀闸1019。4.3.2投入1B主变零序电

23、流保护，退出间隙零序电流保护。4.3.3检查1B主变低压侧机组出口1开关、2开关确在断开位置。4.3.4检查41B厂变高压侧941开关确在断开位置。4.3.5断开1B主变高压侧101开关。4.3.6拉开1B主变高压侧1011隔离刀闸。4.3.7在励磁触摸屏上将励磁系统切为现地控制、电流调节模式。4.3.8在励磁触摸屏上将电流给定值设定为10% 。4.3.9开启发电机组至空转态。4.3.10在1F保护屏上手动合上出口1开关。4.3.11在励磁触摸屏上手动投入励磁，启动发电机起励程序。4.3.12用励磁触摸屏主画面上的给定增加键，逐渐调整机组电压至额定。4.3.13用励磁触摸屏主画面上的给定减小键

24、，逐渐调整机组励磁电流至最小值。4.3.14调整励磁电流时应缓慢且只允许向同一方向调节，同时应密切监视转子电压、转子电流、定子电压的变化，整个升压过程中对被加压的设备，应进行监视、检查。加压过程中如发现有异常情况，应立即降电压为零。4.3.15试验完成后断开1F机组出口1开关，根据情况操作1F机组停机或处于空转态。4.3.16在励磁屏上将励磁系统切为远方控制、电压调节模式。4.3.17合上1B主变高压侧1011隔离开关，根据情况操作1B主变投入运行或处于热备用状态。4.4 水轮发电机组在主变压器高压侧开关同期并网的操作(以1F水轮发电机组在1B主变101开关并网为例)：4.4.1上位机发1F发

25、电机空转令。4.4.2待机组转速到达额定转速后将调速器切至手动方式。4.4.3检查2F机组出口2开关、41B厂变高压侧941开关确在断开位置。4.4.3在保护屏上手动合上1F机组出口1开关。4.4.4在励磁屏上将励磁系统切为现地控制、电流调节模式。4.4.3将励磁电流给定值设定为10%后手动投入励磁。4.4.5缓慢调节发电机机端电压至10.5 kV。4.4.3在励磁屏上将励磁系统切为远方控制、电压调节模式。4.4.6手动调节导叶开度使机组频率保持在50Hz左右。4.4.7在上位机发101开关同期合闸令。4.4.8待同期条件满足后将自动合闸。4.5 水轮发电机组顶转子的具体操作：4.5.1关闭制

26、动阀1309（2309、3309），排油气阀1137（2137、3137），1138（2138、3138）阀门。4.5.2开启顶转子进油阀1136（2136、3136）阀门，接入顶转子油泵，启动油泵顶起转子58mm，静止35分钟。4.5.3停止油泵，关闭1136（2136、3136）阀门。4.5.4缓慢开启排油气阀1137（2137、3137）排出制动腔压力油。4.5.5吹油：手动投入制动回路电磁阀，缓慢开启制动阀1309（2309、3309），对制动腔进行吹油。4.5.6手动复归制动回路电磁阀，打开复归阀1310（2310、3310），手动投入反向充气电磁阀，制动闸复归正常，最后手动复归反向

27、充气电磁阀。4.5.7顶转子完毕后，全关顶转子进油阀1136（2136、3136），排油气阀1137（2137、3137），1138（2138、3138），全开制动阀1309（2309、3309），复归阀1310（2310、3310）。4.6 水轮发电机组由备用转检修操作：4.6.1检查机组出口开关1DL（2DL、3DL）确在断开位置。4.6.2拉开发电机出口隔离开关11（21、31）。4.6.3合上发电机出口接地刀闸110（210、310）。4.6.4在发电机出口电流互感器验柜验明确无电压后装设一组短路接地线。4.6.5拉开机端电压互感器（1YH、2YH、3YH）隔离开关911、912、91

28、3（921、922、923；931、932、933）。 4.6.6合上机端电压互感器（1YH、2YH、3YH）高压侧接地刀闸9110、9120、9130（9210、9220、9230；9310、9320、9330）。4.6.7断开机端电压互感器（1YH、2YH、3YH）二次侧空开。4.6.8拆除机端电压互感器（1YH、2YH、3YH）一次侧熔断器。4.6.9投入1F（2F，3F）机组接力器锁定，关闭压力油供油总阀1101（2101、3101）。4.6.10关闭1F（2F，3F）机组工作闸门，并切除其主电源和控制电源。4.6.11关闭1F（2F，3F）机组尾水闸门， 并切除其主电源和控制电源。4

29、.6.12关闭机组技术供水总阀1205（2205、3205），切除机组技术供水泵，并切除其主电源和控制回路电源。4.6.13机组检修排水：将机组蜗壳和肘管内的水排至检修集水井(具体操作详见辅助系统运行规程)。4.6.14油压装置消压排气：将油泵、自动补气阀组切除，关闭压油罐进气阀1306（2306、3306），开启止回阀1307（2307、3307），打开自动补气阀组上的手动排气阀对压油罐排气。4.6.15油压装置排油：关闭油泵出油阀1118、1119（2118、2119；3118、3119），开启排油阀1120（2120、3120），排油至回油箱。4.6.16接力器排油：开启1108、110

30、9、1110（2108、2109、2110；3108、3109、3110）阀门，排油至漏油箱。4.6.17围带退出备用：关闭自动回路阀门1302、1303（2302、2303；3202、3303），关闭手动回路阀门1304（2304、3304），开启排气阀1311（2311、3311）排气。4.6.18制动退出备用：关闭制动柜进气阀1305（2305、3305）。4.6.19剪断销气源退出备用：关闭1301（2301、3301）阀门。4.6.20机组主轴密封水退出备用：关闭主用供水阀门1212、1231、1213（2212、2231、2213；3212、3231、3213），关闭备用供水阀门1

31、211、3230（2211、2230；3211、3230），关闭冲洗阀1265（2265，3265）。4.6.21关闭顶盖排水泵出水阀1232、1233（2232、2233；3232、3233）。4.6.22 切除油泵，顶盖排水泵，技术供水泵，漏油泵主电源和控制电源。4.6.23完成工作票所列安全措施。4.7 水轮发电机组恢复备用的检查、操作：4.7.1水轮发电机组在检修后恢复备用操作前应做以下工作：4.7.1.1收回该机组全部工作票，检修人员全部撤离工作现场。4.7.1.2在发电机出口隔离开关断开的情况下做出口开关及灭磁开关FMK的分合闸试验。4.7.1.3测量发电机定子绕组绝缘电阻用250

32、0V兆欧表，其值应符合下列条件：a、吸收比：R60/R151.6b、绝缘电阻R10.5M（折算至75时的值），并与以前测量结果比较，若绝缘电阻显著降低，降低至以前1/31/5时(排除空气温度、湿度的影响)，应查明原因并消除。4.7.1.4测量发电机励磁回路绝缘电阻用500V兆欧表，其值不得低于0.5M。4.7.1.5检查发电机定转子间隙无异物（拉发电机定转子间隙）。4.7.1.6进行顶发电机转子操作（操作详见本规程4.5条）。4.7.2检查蜗壳进人门和尾水管进人门在全关位置。4.7.3检查蜗壳排水阀，尾水管排水阀在全关位置。4.7.4检查尾水闸门已全开。4.7.5恢复顶盖排水系统：4.7.5.

33、1 开启顶盖排水泵出水阀1232、1233（2232、2233；3232、3233）。4.7.5.2手动启动1#、2#水泵工作正常，将 1#、2#顶盖排水泵控制方式切至自动方式。4.7.6恢复漏油泵：4.7.6.1 开启漏油泵出油阀1111（2111、3111）阀门。4.7.6.2手动启动漏油泵工作正常，将漏油泵控制方式切至自动方式。4.7.7投入技术供水控制系统主电源及控制电源，将水泵控制方式切至自动方式。4.7.8恢复围带供气：开启自动回路阀门1302、1303（2302、2303；3202、3303），关闭手动回路阀门1304（2304、3304），关闭排气阀1311（2311、3311

34、）。4.7.9恢复剪断销气源：开启1301（2301、3301）阀门。4.7.10 检查推力油槽冷却水进出水阀：1207、1220（2207、2220；3207、3220）在全开位置。4.7.11检查各空冷器进出水阀：1214、1215、1216、1217、1218、1219、1221、1222、1223、1224、1225、1226（2214、2215、2216、2217、2218、2219、2221、2222、2223、2224、2225、2226；3214、3215、3216、3217、3218、3219、3221、3222、3223、3224、3225、3226）在全开位置。4.7.1

35、2检查空冷器冷却水进出水总阀：1208、1227（2208、2227；3208，3227）在全开位置。4.7.13 检查下导油槽冷却水进出水阀：1209、1228（2209、2228；3209、3228）在全开位置。4.7.14 检查水导油槽冷却水进出水阀：1210、1229（2210、2229；3210、3229）在全开位置。4.7.15开启冷却水供水总阀1205（2205、3205）。4.7.16机组主轴密封水恢复备用：开启主用供水1212、1231（2212、2231；3212、3231）阀门，检查旁通阀1213（2213、3213）在关闭位置，开启备用供水1211、1230（2211、

36、2230；3211、3230）阀门，关闭冲洗阀1265（2265，3265）。4.7.17检查推力油槽、下导油槽、水导油槽油位、油色正常。4.7.18开启制动柜进气阀1305（2305、3305），并确认柜内其他阀门位置正确。4.7.19恢复油压装置：a、关闭压力油供油总阀1101、1120（2101、2120；3101、3120），开启油泵出油阀1118、1119（2118、2119；3118、3119）。b、启动1#（2#）油泵向压油罐送油，当油位达到油位计可见位置时，开启压油罐补气装置进气阀1306、1307（2306、2307；3306、3307），打开自动补气阀组手动补气阀充气。当压

37、力升至额定值的10%，检查油管路有无漏油、漏气现象；当压力升至额定值的50%时，同时输入油，但油位不应超过正常油位；当压力升至额定值4.0MPa时，如无异常即可投入使用。4.7.20将励磁系统恢复备用（详见励磁系统运行规程）。4.7.21将调速系统恢复备用（详见调速系统运行规程）。4.7.22将机组LCU恢复备用（详见微机监控系统运行规程）。4.7.23将发电机微机保护系统恢复备用（详见微机保护系统运行规程）。4.7.24锁好高压柜前后门，并投上交直流熔断器。4.7.25装上机端电压互感器（1YH、2YH、3YH）一次侧熔断器。4.7.26合上机端电压互感器（1YH、2YH、3YH）二次侧空开

38、。4.7.27拉开机端电压互感器（1YH、2YH、3YH）接地刀闸9110、9120、9130（9210、9220、9230；9310、9320、9330）。4.7.28推上机端电压互感器（1YH、2YH、3YH）隔离开关911、912、913（921、922、923；931、932、933）。4.7.29检查机组出口开关1DL（2DL、3DL）确在断开位置。4.7.30拉开发电机出口接地刀闸110（210、310）。4.7.31拆除发电机出口短路接地线。4.7.32推上发电机出口侧隔离开关11（21、31）。4.7.33投入工作闸门操作控制电源，现地全开工作闸门。4.7.34按正常开机检查要

39、求，进行全面检查。4.8 机组进水闸门操作程序4.8.1机组进水闸门远方操作程序4.8.1.1检查机组在停机态。4.8.1.2机组进水闸门控制系统工作正常，切换开关在远方位置。4.8.1.3上位机上发“开/关机组进水闸门”命令。4.8.1.4现地监视机组进水闸门开启/关闭正常。4.8.1.5机组进水闸门至全开/全关位置，闸门自动停止，闸门高度显示正常。4.8.1.6闸门上升/下降过程中出现故障，立即操作“停止按钮”，闸门停止后进行详细检查。4.8.2机组进水闸门现地自动操作程序4.8.2.1检查机组在停机态。4.8.2.2检查机组进水闸门控制系统无异常。4.8.2.3现地将闸门控制切换开关切换

40、至“现地自动”位置。4.8.2.4按下闸门上升/下降按钮。4.8.2.5检查机组进水闸门电动机钢丝绳、卷筒转动正常，监视闸门上升/下降正常。4.8.2.6监视闸门到达全开/全关位置后自动停止，接触器是否断开。4.8.2.7检查各信号灯指示正常，闸门高度显示正常。4.8.2.8将切换开关切换至远方位置。4.8.3机组进水闸门现地手动操作程序4.8.3.1检查机组在停机态。4.8.3.2检查机组进水闸门控制系统无异常。4.8.3.3现地将闸门控制切换开关切换至“现地手动”位置。4.8.3.4按下闸门上升/下降按钮。4.8.3.5检查机组进水闸门电动机钢丝绳、卷筒转动正常，监视闸门上升/下降正常。4

41、.8.3.6监视闸门到达所需高度时，按下闸门停止按钮，检查接触器是否断开。4.8.3.7检查各信号灯指示正常，闸门高度显示正常。4.8.3.8将切换开关切换至远方位置。5 水轮发电机组的开停机操作5.1 水轮发电机组的启动与并列：发电机在开机前，应严格按本规程3.1条“备用水轮发电机组开机前的检查项目”对各设备进行全面检查，确认各系统工作正常，工作备用状态良好，能满足机组开机并列条件后，方可进行。发电机的启动、并列一般采用微机自动开机、并列方式，也能实现现地手动开机。发电机有四种运行状态，分别为停机、空转、空载、发电状态(空转工况一般在机组检修后并列前使用)。其中空载、发电状态，可由发电机分段

42、开机到达，也可直接到达，值班人员可根据运行需要选择不同的到达方式。5.1.1发电机“停机空转”的操作：在上位机发“停机空转”令(或将控制方式切为“当地”，在机组LCU发“停机空转”令)，计算机根据流程自动完成“停机空转”的操作（流程参见附件三1/10、2/10图）。5.1.2发电机“空转空载”的操作：当发电机已在空转态，且各系统工作正常时，值班人员可在上位机发“空转空载”令(或将控制方式切为“当地”，在机组LCU发“空转空载”令) ，计算机根据流程自动完成“空转空载”的操作（流程参见附件三3/10图）。5.1.3发电机“空载发电”的操作：当发电机已在空载态，且各系统工作正常无故障时，值班人员可

43、在上位机发“空载发电”令(或将控制方式切为“当地”，在机组LCU发“空载发电”令)，计算机自动地将发电机并网，并将发电机的有功、无功功率增加至设定的数值，值班人员可在上位机(或机组LCU上)通过增有功、减有功、增磁、减磁操作，调整发电机有功、无功功率（流程参见附件三4/10图）。5.1.4发电机“停机空载”的操作：值班人员在上位机发“停机空载”令(或将控制方式切为“当地”，在机组LCU发“停机空载”令)，计算机根据流程自动执行停机至空转，空转至空载的一系列操作。5.1.5发电机“停机发电”的操作：值班人员在上位机发“停机发电”令(或将控制方式切为“当地”，在机组LCU发“停机发电”令)，计算机

44、根据流程自动执行停机至空转，空转至空载，空载至发电的一系列操作，并将发电机有功、无功功率增加至设定的数值，值班人员可在上位机(或机组LCU上)通过增有功、减有功、增磁、减磁操作，调整发电机有功、无功功率。5.1.6手动开启水轮发电机组至空载态：5.1.6.1 检查机组具备开机条件。5.1.6.2检查主轴密封已投入。5.1.6.3在LCU B柜上操作“投冷却水”按钮，检查冷却水确已投入。5.1.6.4在LCU B柜上操作“启技术供水泵”按钮，检查水泵启动正常。5.1.6.5手动将围带排气。5.1.6.6在LCU B柜上操作“投剪断销气源”按钮，检查剪断销气源确已投入。5.1.6.7在LCU B柜

45、上操作“拔锁锭”按钮，检查锁锭确已拔出。5.1.6.8将调速器运行方式切至“手动”方式。5.1.6.9手动操作导叶开度手柄将机组开至空转态。5.1.6.10将励磁系统切至现地控制、电压调节模式。5.1.6.11手动投入励磁并调节机端电压在10.5 kV左右。5.2 水轮发电机组的解列与停机：发电机的解列停机以自动控制为主，包括自动停机(指值班人员在上位机或机组LCU上发“发电空载”令或“发电停机”令)和事故停机(指事故和紧急事故时的停机)，也可以实现手动停机。5.2.1发电机“发电空载”的操作：值班人员在上位机发“发电空载”令(或将控制方式切为“当地”，在机组LCU发“发电空载”令)，计算机根

46、据流程自动完成发电至空载的一系列操作（流程参见附件三5/10图）。5.2.2发电机“空载空转”的操作：当发电机由发电状态到达空载状态后，值班人员可在上位机发“空载空转”令(或将控制方式切为“当地”，在机组LCU发“空载空转”令)，计算机根据流程自动完成空载至空转操作的一系列操作（流程参见附件三6/10图）5.2.3发电机“空转停机”的操作。当发电机到达空转状态后，值班人员可根据需要，将发电机重新投入发电状态或停机，其停机操作为：在上位机发“空转停机”令(或将控制方式切为“当地”，在机组LCU发“空转停机”令)，计算机根据流程自动完成空转至停机操作的一系列操作（流程参见附件三7/10、8/10图

47、）。5.2.4发电机“发电停机”的操作：值班人员在上位机发“发电停机”令(或将控制方式切为“当地”，在机组LCU发“发电停机”令)，计算机根据流程自动完成“发电空载”、“空载空转”、“空转停机”的一系列操作。5.2.5 发电机的事故或紧急事故停机：当发电机发生事故或紧急事故时，发电机的各种保护相应动作，计算机经过逻辑判断，自动完成发电机的停机操作（流程参见附件三9/10、10/10图）。5.2.6手动停机：5.2.5.1 将机组有功/无功降至零。5.2.5.2手动断开机组出口1（2、3）开关，手动对励磁系统灭磁后，检查机组已在空转态，将调速器运行方式切至“电手动”方式，操作导叶开度手柄将导叶全

48、关。5.2.5.3机组转速降至25%时，操作制动装置加闸制动。5.2.5.4机组停止转动后，手动将制动闸复归。5.2.5.5投入机组锁锭。5.2.5.6开启围带手动供气阀1304（2304、3304）投入空气围带供气。5.2.5.7关闭1301（2301、3301）阀门切除剪断销气源。5.2.5.8手动关闭冷却水液压总阀1206（2206、3206）切除机组冷却水。5.2.5.9手动停止机组技术供水泵。5.2.5.10检查机组确已处于停机态。6 水轮发电机组的保护、故障和事故处理6.1 事故处理的一般原则：6.1.1 值班人员接班前应了解系统的运行情况，以便在事故发生后掌握全局，把事故的影响控

49、制在最小范围。6.1.2 根据上位机、下位机所显示的故障信息及设备的外部现象，判断设备故障或事故点的性质和范围，确定处理措施和步骤。6.1.3 尽快限制故障或事故对人身和设备安全的威胁。6.1.4 用一切可能的方法保持设备的继续运行，保证非故障设备的安全运行，以保证厂用电和对系统正常供电。6.1.5 在中控室必须有专人监视事故机组及非事故机组的工作状态，以防发生新的事故或故障，在事故或故障未消除前不得复归信号。6.2 下列水机保护作用于紧急停机，动作于停机、跳出口开关、跳灭磁开关、快速关闭事故门、语音报警：6.2.1电气140%Ne过速保护。6.2.2机械150%Ne过速保护。6.2.3事故停

50、机中剪断销拆断。6.2.4机组转速达115%Ne时主配拒动。6.2.5紧急停机按钮。6.3 下列水轮机保护作用于事故停机，动作于停机、跳出口开关、跳灭磁开关、语音报警：6.3.1轴承、定子温度越高高限超过规定时限（7秒）。6.3.2事故低油压。6.3.3冷却水中断超过规定时限（15分钟）。6.3.4密封水中断超过规定时限（6秒）。6.3.5电气事故引出。6.4 下列水机信号作用于报警：6.4.1轴承温度越高限。6.4.2空冷器冷热风、定子温度越高限。6.4.3轴承油位越高低限。6.4.4顶盖水位过高。6.4.5压力油罐、漏油箱、回油箱油位越高低限。6.4.6冷却水中断。6.4.7密封水中断。6

51、.4.8剪断销剪断。6.5 水轮发电机组常见故障处理：6.5.1导叶剪断销剪断的处理。6.5.1.1确认剪断销已经剪断。6.5.1.2若机组振动较大，应首先调整负荷使水轮机避开振动区运行。 6.5.1.3 多只剪断销剪断无法处理又失去控制时，应立即联系停机，关闭进水口工作闸门进行处理。6.5.1.4立即报告运行经理。6.5.2漏油箱油位异常的处理：6.5.2.1若油泵未启动，则手动启动油泵抽油，若不能启动，则应检查电源和操作系统，测控系统有无故障，采取防止溢油的措施，并立即汇报运行经理。6.5.2.2若油泵运转正常，应检查漏油量是否增大，漏油量异常增大时应检查原因设法消除。 6.5.2.3若油

52、泵、电动机等故障不能运行时，应立即报告运行经理。6.5.3主轴密封水压异常的处理：6.5.3.1密切监视顶盖水位，调节密封水进水阀1212（2212、3212）调节水压。6.5.3.2若通过调节，水压仍不能达到要求，应立即投入备用密封水。6.5.3.3若仍不能达到要求，应立即报告运行经理，并联系停机处理。6.5.4 轴承温度越高限的故障处理：6.5.4.1若只有一测点温度达到报警值而油温及其它各测点温度正常，应严密监视各测点温度有无变化。6.5.4.2若有23个测点测值达到报警温度，油温及其它各测点温度均无变化，在确认为错误信号后，及时汇报运行经理。6.5.4.3检查冷却水压是否正常，如不正常

53、应迅速调整处理。6.5.4.4检查是否因摆度异常引起轴承温度升高，应调整负荷，降低摆度，继续监视。6.5.4.5经检查确认轴承已无法维持正常运行或轴承温度急剧上升，应申请调度，转移负荷停机。6.5.5冷却水中断的处理：6.5.5.1检查供水水压是否正常，各示流信号器是否误动作。6.5.5.2检查各进出水阀是否全开。6.5.5.3切换四通转阀，检测是否因冷却管路有堵塞引起。6.5.5.4检查自动滤水器压差是否正常，若堵塞应进行排污。6.5.5.5检查技术供水泵运行是否正常，必要时投入备用水泵。6.5.5.6经过上述检查、处理仍不能恢复，应立即告报运行经理，并向调度申请停机。6.5.6 发电机过负

54、荷现象：上位机发“发电机过负荷”报警信号，发电机定子电流超过1287A。处理：a、过负荷时应监视发电机定子线圈温度，不得超过允许值。 b、当发电定子电流达到过负荷允许值时，值班人员应首先检查发电机的功率因数和电压，并注意电流达到允许值所经过的时间，在允许的持续时间内，用减少励磁电流的方法，降低定子电流到正常值，但不得使功率因数过高和电压过低。 c、如果减少励磁电流方法不能使定子电流降到正常值，必须降低发电机的有功负荷。6.5.7发电机温度升高现象：a、发电机定子线圈温度超过规定值。b、发电机冷热风温度与正常值相比有很大偏差或超过规定值。处理：a、检查是否测温装置故障所致，引线是否松动脱落。b、

55、检查发电机有无异味、异状，判断是否局部过热。c、检查是否由于过负荷引起，若是则调整发电机有无功。d、检查冷却水是否有堵、渗漏现象，适当调整水压或倒换冷却水流向。e、上述处理后温度仍高，则报告运行经理，并联系调度减少机组有无功负荷，直至温度下降到额定值为止，并查明原因。6.5.8 发电机定子单相接地现象：a、上位机发“定子单相接地”报警信号。b、定子三相电压不平衡，接地相电压降低或为零，非接地相对地电压升高，最大为线电压。处理：a、观察10 kV段母线及10 kV段母线及发电机光字牌，判断单相接地是由于外部原因还是内部原因引起，哪台机组引起，分别查看A、B、C三相相电压，判断接地相。b、如是内部

56、接地，则报告运行经理，并转移负荷尽快停机处理。c、如是外部接地，则报告运行经理，找查明原因进行处理。6.5.9 转子一点接地现象：a、上位机发“转子一点接地”报警信号。b、转子对地电阻小于30 k。处理：a、分别测量转子回路正负极对地电压，判明接地极性和接地程度。如果转子正负对地电压均为励磁电压的一半，则信号可能因测量回路引起；如果对地电压不为励磁电压50%左右，则应进行下列检查。b、检查发电机转子回路有无明显接地点，如发现应立即消除。c、如系金属性接地，应立即报告运行经理，并转移负荷尽快停机处理。d、经各部检查未发现明显接地点，应迅速转移负荷停机，并报告运行经理。e、如果机组强烈振动，励磁电

57、流增大，应立即停机（可能已两点接地）。6.5.10 发电机运行中转子两点接地现象：a、“转子一点接地”报警信号。b、励磁电流异常增大，励磁电压降低。c、有功降低，无功减少或进相，定子电流稍有增大，由于磁场不平衡，机组剧烈振动。处理：立即解列停机并报告厂长、运行经理。6.5.11 发电机转子回路断线 现象：a、发电机失磁保护动作，转子电流在零值附近摆动，励磁电压升高。b、发电机并列运行时，定子电流三相不平衡剧烈上升，有功负荷降低，无功进相。如单独运行，定子电流、电压急剧降低，有、无功降至零；如磁极断线，则发电机有焦臭味，并有异常声响。处理：立即解列机组，断开灭磁开关，如有着火现象应立即进行灭火。

58、6.5.12 空气围带破损的处理。6.5.12.1当确认水轮发电机组的空气围带破损后，停机后应投入主轴密封，将 该机组的空气围带退出运行。6.5.12.2 若将空气围带退出运行后顶盖水位上涨较快，应立即报告运行经理、厂长，立即通知维护人员处理。6.5.12.3 若将空气围带退出运行后顶盖水位正常，应报告运行经理，作设备缺陷记录。6.6 发电机常见事故及处理6.6.1 机组过速的事故处理：6.6.1.1监视机组紧急停机正常及工作闸门关闭正常，如机组过速保护装置拒动，应手动紧急停机，关闭工作闸门。6.6.1.2如主配压阀发卡引起机组过速也应手动停机和手动关闭工作闸门。6.6.1.3机组过速停机后，

59、应对机组进行全面检查，恢复正常后才可以启动机组，机组启动后测量摆度正常后方可并入系统运行。6.6.2轴承温度越高高限处理：6.6.2.1保护动作事故停机，监视机组停机正常。6.6.2.2检查轴承油位油色是否正常。6.6.2.3立即报告厂长、运行经理。6.6.3非同期振荡：现象：a、发电机、线路的电流值剧烈变化，有功、无功负荷数值剧烈变化，且电压有所降低，定子电流变化有时超过正常值，转子电流值在正常值左右变化。b、发电机发生轰鸣声，节奏与数字变化相合。处理：a、如果频率、转速降低，应增加有功、无功负荷至最大值，此时应注意定子电流不要超过额定值。b、如频率、转速升高，应用开度限制机组有功出力，在保

60、证厂用电正常情况下，尽量降低频率，同时增加无功出力，将电压提高到最大值。c、如因发电机失磁造成发电机本身强烈振荡失去同期时，应不待调度命令立即将机组与系统解列。d、如果采取上述措施不能恢复同步时，振荡时间超过2分钟，将发电机解列，并报告厂长、运行经理。6.6.4差动保护动作现象：a、机组发生强烈的冲击，上位机发“差动保护动作”报警信号。b、机组停机，出口开关、灭磁开关跳闸。处理：a、检查发电机出口开关、灭磁开关是否断开，如未断开，应立即跳开，通知上级及维护人员到现场。b、判明是否有误动作。c、对差动保护区域内的一切电气回路的状况作详细的外部检查，查明有无外部征象(如烟、火、响声、绝缘烧焦味，放

61、电或烧伤痕迹等)以判明发电机有无损坏。d、测量发电机绝缘电阻。e、检查二次回路。f、若检查未发现问题得到厂长同意后，可对发电机递升加压，加压过程中如有问题则立即停机，没有问题则可并入电网运行。6.6.5 发电机过电压保护动作现象：a、发“过电压保护动作”报警信号。b、发电机停机，出口开关、灭磁开关跳闸。处理：a、如果为系统甩负荷造成，待系统稳定后，经测量绝缘合格后，可将发电机投入运行。b、如判明为励磁故障或保护回路故障引起，应立即联系维护人员消除故障，经测量绝缘合格后，做零起升压试验，如升压过程中并未发现异常，则可投入运行。c、判明是否误动作。6.6.6复合电压闭锁过电流保护动作现象：a、发电机停机，出口开关、灭磁开关跳闸。b、上位机发“复合电压过电流保护动作”报警信号。处理：a、如因系统或母线故障引起，待故障消除后，可重新投入运行。b、如差动保护退出，则按差动保护动作处理。c、对发变组所属一次设备进行全面检查。d、如属线路事故，线路开关拒跳引发发电机复