水电站水轮发电机组运行维护及其事故处理

水电站水轮发电机组运行维护及其事故处理（精选7篇）

篇1：水电站水轮发电机组运行维护及其事故处理

水电站水轮发电机组的运行维护

及其事故处理

一、概述

水电站发电机组本体或者任何附属设备的运行正常至关重要，日常巡视、运行维护和特殊巡视、力排隐患的工作尤为凸显。

二、水轮发电机组运行和维护(一)水轮机的运行和维护

1、经常注意轴承的温度和油位运行1000小时左右应更换油，并作好补油工作；

2、经常检查供排水系统是否畅通，作好清理工作以防堵塞；

3、经常注意φ70真空破坏阀补气情况，顶盖和尾水振动情况及尾水补气情况；

4、注意各密封的封水情况，异常应及时处理；

5、注意机组运行时的不正常声音出现，做到充分分析原因，及时处理，注意观察转动部件和紧固件有无松动现象；

6、机组的振动和摆度情况；

7、检查并记录机组运行时各仪表数据；

8、检查各进入门渗水情况，做到及时处理。

（二）发电机的运行维护

1、水轮发电机的额定出力是按照冷却温度、额定电压、额定功率和额定功率因素的运行条件设计的，在实际运行中各种参数会经常变化，当某些参数变化时，必须懂得如何调整其他参数，使机组发挥最大的经济效益，又能确保安全；

2、水轮发电机运行中应监视电压、电流、频率、功率因数和发电机定子绕组、转子绕组、轴承温度等；

3、水轮发电机主要巡视检查的项目有：各电气设备有无异常声音、有无异味、有无剧烈火花；电刷是否磨损到最短限度，有无剧烈火花；各套管、绝缘子有无闪络放电现象；各载流导体的连接点有无过热氧化变色现象；二次回路的仪表和继电器的指示和动作是否正常；直流和厂用电系统是否正常；

4、水轮发电机的日常维护内容有：机组的清洁；保持各油槽油量；调整各有关参数使各部分温度在允许范围内；保证各连接部分牢固，各转动部分灵活；防止各电气元件受潮，使元件完好。

三、水轮发电机组常见故障及其事故处理

由于水轮发电机组的结构比较复杂，有机械部分、电气部分以及油水气系统，在此，简单分析水轮发电机组几种常见故障：水轮机振动过大、发电机着火、发电机转子回路断线、发电机温度异常、发电机过负荷、发电机出力下降。

1、水轮机振动过大

现象：水轮机发生强烈振动并发出异常声响。

处理：在机组安装和大修后投运发生，很有可能是机械安装存在问题，应停机拆卸机组转动部分重新检测安装。运行中出现应检查机组负荷情况，避开负荷振动区。当导叶剪断销剪断报警同时出现，应关闭导叶，机组转速能够下降到35%应立即刹车停机，当不能使机组转速下降到35%时应关闭主阀后再停机，通知检修人员进行处理。

2、发电机着火

现象:发电机可能出现事故光字牌亮，事故音响报警、有关保护动作；发电机有冲击声或嗡嗡声；机组可能自动事故停机；发电机盖板热风口或密闭不严处冒出明显的烟气、火星或有绝缘烧焦的气味。

处理：确系着火而未自动停机，应立即手动按下紧急停机按钮；确认发电机断路器及灭磁开关已断开，已无电压后戴上绝缘手套开启机组消防水进行灭火；发电机着火时不准破坏发电机的密封，不准用沙和泡沫灭火器；严禁打开风洞门及盖板，严禁进入风洞；到水车室检查是否有漏水情况，确定给水情况；火被完全扑灭后，停止给水，并作好检修安全措施，灭火后进入风洞必须戴上防毒面具；灭火措施必须果断、迅速、防止事故扩大或引起人员中毒、烧伤、触电等，并遵守有关消防工作手册的规定；为防止发电机轴不对称受热变形，略开导叶保持机组低转速转动。

3、发电机转子回路断线

现象：事故音响报警，发失磁保护动作信号；发电机转子电流表指针向零方向摆动，励磁电压升高；定子电流急剧降低，有功无功降至零；如磁极断线则风洞冒烟，有焦臭味，并有很响的哧哧声。

处理:立即停机，检查灭磁开关动作情况，并报告调度；如有着火现象，应立即进行灭火。

4、发电机温度异常

现象：发电机绕组或铁芯温度比正常值明显升高或超限、发电机各轴承温度比正常值明显升高或超限。

处理：判断是否为表计或测点故障，如是则通知维护处理，监视其他测点的温度正常；如表计或测点指示正确，温度又急剧上升，则减负荷使温度降到额定值以内，否则停机处理；检查三相电流是否平衡，不平衡电流是否超限，如超限按三相不平衡电流进行处理；检查冷却水压等，冷却水中断，应立即检查冷却水阀门，处理无效停机；各轴承油位过低或油质劣化，应停机通知检修人员更换透平油；机组的振动和摆度过大，处理无效应立即停机。

5、发电机过负荷

现象：发电机定子电流超过允许值，发电机温度升高。

处理：发电机在正常运行时不允许过负荷，事故或特殊情况需要发电机过负荷运行，当发电机定子电流超过允许值时，应首先检查发电机的功率电压，并观察定子电流超过允许值时经历的时间，然后用减少励磁电流的方法降低定子电流到额定电流值，但不得使功率因数过高和定子电压过低，若此时方法无效，则必须降低发电机的有功负荷或切断一部负荷，使定子电流降到允许值。

6、发电机出力下降

现象：发电机开度未改变，机组出力明显降低。

处理：若水库水位下降，有效水头减少，则机组效率下降，机组出力

低，水库水位过低，应减少发电运行机组，抬高水库水位再恢复运行；进水口拦污栅堵塞，造成有效水头减少，及时清理拦污栅杂物；尾水位升高也会机组出力明显降低；检查水轮导叶拐臂的转动角度是否一致，发生个别导叶角度不一致时应停机处理；检查水轮机内部有无异常声响，做全开、全关操作，排除杂物，处理无效停机检查。

总而言之，在水电站运行管理中，除要搞好水工管理和优化调度外，加强水电站设备管理，使水电站的电气设备时刻处于良好的状态，是保证水电站高效运行、取得良好效益的关键。由于水轮发电机组的结构比较复杂，它受系统和用户允许方式的影响，还受天气等自然条件的影响，容易发生故障或者不正常运行状态，某一次故障可能是一种偶然情况，但对整个机组运行来说又是一种必然事件。作为运行值班人员，不仅要扎扎实实做好日常的巡视检查工作，还应在面对突发事件时，应有临危不乱沉着应对的心理素质，从思想、技术、组织等各个方面做好充分准备，结合工作实际，做细巡视检查维护工作，做实事故应急预案，做牢事故应急保障体系，以防微杜渐、防患于未然为目的，为设备安全、持续、高效运转提供有力保障。

篇2：水电站水轮发电机组运行维护及其事故处理

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。

（2）当发电机的定子电流达到过负荷允许值时,值班人员应该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,不允许超过表中规定值。在允许的持续时间内,用减少励磁电流的办法降低定子电流到正常值,此时不得使功率因数过高和电压过低。（3）如降低励磁电流不能使定子电流降低到正常值时,则必须降低发电机的有功功率。（4）过负荷运行时，应密切监视定子线圈、铁芯、空冷器的冷、热风温度以及轴承温度，不允许超过允许值，并作好详细记录。

3、低负荷的特殊运行方式

在低负荷运行时，发电机应避开机组振动区域运行。

4、汛期压油装置运行方式

在汛期，机组压油装置额定油压下的油位保持在70-75cm之间运行，以保证机组在事故情况下突然甩负荷大量给油和机组能进行黑启动。

三、机组开机前的检查与操作

(一)、机组检修后，启动前应按下列程序将机组恢复备用状态 1.检修工作已全部完成，工作现场已清理，工作人员已全部撤离。2．收回所有工作票，拆除所有安全措施。

3.测量机组定、转子绕组绝缘电阻合格。4.给上机组出口各PT高、低压侧熔断器。

5.拉开机组各PT接地刀闸，合上机组出口隔离刀闸、各PT刀闸及励磁变隔离刀闸和中性点接地变隔离刀闸。

6.恢复机组LCU、保护装置、励磁装置、调速器、压油装置、漏油装置、制动系统、水力监测、顶盖排水系统、技术供水系统，并检查无异常。

7.检查蜗壳、尾水放空阀及进人门关闭，导叶接力器全关，锁锭投入，将工作闸门、尾水闸门平压后全开。

（二）、机组检修后起动前的检查 1.机组制动屏

屏内电气接线良好,端子无松动现象。

智能、齿盘测速仪在fp状态，显示为0。

制动系统阀门位置在自动状态，各阀门、接头无漏气现象。上、下腔压力表指示应为0，气源压力应在0.6—0.75MPa之间。制动电磁阀、复位电磁阀动作可靠、灵敏。剪断销信号装置正常，无断销信号。2.励磁系统

220V直流装置至调节器直流电源投入。

厂用电至调节器的交流电源投入。

调节屏面板上的交、直流电源开关在合位，红灯亮。

调节屏无整流故障显示，风机投入在“自动”或“手动”位置。

调节屏后三相交流电源保险、直流合闸保险、直流控制保险、励磁电压输出保险已给上。功率整流柜励磁阴、阳极刀闸在合闸位置。发电机机端PT、励磁专用PT高低压保险投入且未熔断，隔离刀闸在合位。

3、调速器

调速柜内交流220V电源开关合上。调速柜内直流220V电源开关合上。

导叶 “手动/自动” 选择开关在“自动”位置。厂用屏至调速器交流电源开关已投入。

导叶开度(触摸屏或开度表)与实际对应，指示为零。

调速器锁锭投入、水头状态指示灯亮，滤芯状态指示灯熄。

发电机机端电调PT正常，高低压保险投入且未熔断，隔离刀闸在合闸位置。

4、压油装置

电动机外壳接地良好，绝缘合格。

供油阀全开，放油阀全关，补气阀全关，排气阀全关。

压油装置动力电源、操作电源投入，PLC工作正常。

漏油泵为“自动”运行方式，漏油箱油位正常，阀门全开，液位变送器、信号开关正常。自动补气装置在“切除”位置。

压油罐油压、油位正常，无漏油、漏气现象；回油箱油位正常。电接点压力表指示正常，整定值设置正确。

5、机组LCU现地控制单元柜

盘后端子接线良好，盘内无任何异常信号指示。

继电器安装牢固，无误动情况。

控制切换开关在“现地”或“远方”控制位置，投入交直流电源开关，PLC电源开关； 电源模块运行正常，电源指示灯显示与实际相符。PLC运行指示灯亮,各模块运行正常，无故障指示。通讯机运行正常，无故障指示。风机运行正常，无异常声响。交流采样装置显示数据正常。

6、保护装置

保护装置电源开关在投入位置，操作电源开关在投入位置；PT二次开关在投入位置，非电量开关在投入位置。

投入保护出口连片在投入位置。

装置LCD液晶所显示数据正确；无故障事故报文。打印机装置能正常打印；

二次接线，插件接触良好，牢固，标签清楚正确，连接片位置正确。

7、机组水力监测屏

机组直流控制电源开关投入，交流电源保险投入。柜上各水位仪表显示值与实际相符。

盘内接线正确，盘面无故障及异常信号指示。

8、发电机部分

集电环碳刷应全部回装，碳刷研磨面接触良好，压力均匀，串动灵活、无发卡现象。发电机大轴法兰处的接地碳刷完好，无卡涩或刷辫断线现象。发电机风洞内无异物，机组各部分应清洁。

机组出口开关分、合闸正常，处于分位。

机组出口隔离开关、各PT隔离开关、励磁变隔离开关在合闸位置，且三相合闸良好。上导、推力轴承油位、油色正常，无渗漏油现象。发电机中性点接地变压器地刀在合闸位置。

9、水机部分

导水机构的剪断销信号器及接线完好，各连接销子和螺丝无松动、脱落现象。接力器各排油阀关闭严密、无漏油现象。

接力器锁锭完好，在投入位置，电磁阀动作可靠。水导轴承油槽油位、油色正常，无渗漏油现象。检修围带无漏气现象，阀门在“自动”位置。

顶盖排水泵完好，PLC工作正常，液位显示正常，排水泵一台“工作”，一台“备用”。事故配压阀在复归状态，管路无渗漏油现象。水轮机顶盖清洁无杂物、无漏水现象。

蜗壳、尾水进入孔、放空阀关闭严密且无渗漏水现象。

10、技术供水系统

控制屏PLC工作正常，控制开关位置正确。

技术供水系统各阀门位置正确，滤水器状态正常。循环水池水位正常，技术供水系统试运行正常。

三、机组检修后开机前的操作

1、机组压油装置建压操作

手动启动压油泵将压油罐油位泵至30cm处。手动对压油罐进行补气。

当补气至3.7Mpa时，关闭阀门。

手动起泵将压力建至额定，观察压油罐油气比例是否合适，否则进行补气或排气操作。

2、机组导叶接力器充油排气操作 检查机组工作门在全关位置； 打开总供油阀；

在调速器柜内打开导叶排气阀；

拔出机组接力器锁定；

将机组导叶“手动/自动”切换开关切至“手动”位置。在触摸屏上点击“导叶回弹”；

操作机组导叶来回全开全关几次，直至排完接力器内空气； 关闭导叶排气阀；

全关导叶，点击“导叶压紧”或按“偏关力投入”按钮； 投入接力器锁锭；

将导叶控制开关切至“自动”位置。

3、测量机组定子绝缘 拉开机组出口开关。

拉开机组出口隔离刀闸。

拉开机组出口互感器和励磁变隔离刀闸。

拉开机组中性点接地变压器地刀。

用2500V摇表测量机组定子绝缘电阻，吸收比R60″/R15″≥1.6

4、测量机组转子绝缘

拉开机组灭磁开关；

用500V摇表测量机组转子绝缘电阻应大于0.5MΩ。

5、测量绝缘电阻规定

停机后进行检修前测量绝缘电阻。检修完后恢复运行前测量绝缘电阻。

其它情况需测量绝缘时。

四、机组开停机操作

（一）、机组开、停机操作

1、机组远方、现地自动开机操作（见监控系统运行规程）。

2、现地手动开机至空载操作

检查机组具备开机条件；

将制动方式切“手动”，手动复归制动闸；

手动开启机组技术供水泵供水或开启蜗壳供水；

手动投机组主轴密封水；

手动退机组围带；

手动拔机组锁锭（在调速器柜和现地都可以操作）；

将导叶手动/自动切换开关切至“手动”位置；

在调速器触摸屏上点击“导叶回弹”，将导叶开度“增/减”开关向增侧缓慢旋转，开启导使

机组转速达到额定；（空转状态）

将导叶手动/自动切换开关切至“自动”位置；

合上机组灭磁开关；

励磁给定电压UG设定为适当值（2000～3000Ｖ）；

按励磁调节面板上“开机”按钮，装置自动进行它励，机端电压升至给定，点动“增磁”按钮 将机端电压升至额定。（到空载态）

汇报值长后由值长决定是由上位机还是现地LCU发发电令并网发电。

3、现地手动停机操作

将导叶“手动/自动”切换开关切至“手动”；

操作导叶开度“增/减”开关向减侧缓慢旋转，将有功减为零； 在励磁调节屏上按“减磁”按钮将无功减为零； 在机组保护屏上跳开机组出口开关； 手动在励磁调节屏上按“停机”按钮灭磁；

在调速器柜上将导叶全关，按下“偏关力投入”按钮或点击“导叶压紧”； 机组转速降至20%Ne（10Hz）时，手动投入制动闸； 机组停止转动后将制动方式切换为“自动”； 投入接力器锁锭； 手动投入机组围带；

手动停止机组主轴密封水；

手动停止机组技术供水泵供水或关闭蜗壳供水。

4、机组紧急停机操作

事故情况下的紧急停机操作可在上位机紧急停机画面里发令操作，也可以在机组现地LCU屏柜上按“紧急停机”按钮操作。

（二）、机组对主变递升加压操作 开机至空转状态。

检查机组灭磁开关在合闸位置。

手动在机组保护屏上合上机组出口开关。

励磁装置处于“恒压”方式。

励磁给定电压UG设定为适当值（2000～3000Ｖ）。

按“开机”按钮，点动“增磁”按钮逐步将机端电压升至额定值。注：升压时，应严密监视变压器，遇有异常，立即停止加压，减磁或灭磁。

（三）、机组手动制动操作 关闭自动回路阀门。

待转速下降到20%Ne（10Hz）时，打开上腔手动排气阀、下腔手动进气阀。观察下腔气压正常，风闸顶起指示灯亮。

检查机组已停止转动后关闭下腔手动进气阀、上腔手动排气阀。打开自动回路阀门。

机组正常运行时的巡视检查

一、机组正常运行时的巡视检查规定

每班接班巡视后，每两小时对运行机组进行一次巡视检查，并填写巡视记录；另外，还应根据现场运行情况进行机动检查。

二、机组正常运行时的巡视检查内容

调速器系统工作正常，各参数显示与实际相符，各指示灯指示正确，阀体无渗漏油。

回油箱油位正常；压油罐油压、油位正常，罐体及各阀门和连接法兰无渗漏油、漏气现象；表计指示正确；压油泵运行正常。

机组运行声音正常，无异常振动；风洞内无焦臭味及火花。

集电环与碳刷接触良好，无火花现象及异常声响；碳刷及连接线完好，碳刷、滑环表面及连接软线无发热、变色现象，其温度不得大于120℃；刷握和刷架上无灰尘积垢。上导油槽盖及四周应无积油。

受油器摆度正常，无喷油现象，轮叶位移传感器无异常。

机组LCU屏各测点值正确，无故障报文；发电机在额定参数内运行；机组各部温度正常。励磁系统工作正常，各表计指示在额定范围内且无异常现象或故障信号。发电机保护装置工作正常。

油压装置控制屏内各设备工作正常。

制动屏内气源压力正常，阀门位置正确，无漏气现象；剪断销信号装置工作正常，无断销信号；测速仪频率显示正常。

上导、推力、水导、空冷器冷却水压和主轴密封水压正常，示流信号器显示正确；空气围带在退出状态，其气源压力正常。

导叶主令控制器完好；反馈重锤无掉落现象；事故配压阀及管路无渗漏油。机组顶盖排水系统工作正常。

机组中性点接地装置运行正常。

水导轴承油色、油位正常，无渗漏油现象。

顶盖水位正常，导水机构漏水量正常；真空破坏阀完好。

大轴接地碳刷完好，接触良好；齿盘测速探头指示灯闪烁；大轴法兰无甩油现象；推力轴承挡油筒法兰无渗漏油；下机架无滴油、滴水现象。导叶接力器无抽动现象，活塞杆无明显划痕及锈蚀；接力器端盖密封处渗油量在合格范围内；各油管路及阀门无渗漏油。

导叶开度反馈钢绳完好；剪断销信号器及接线完好；控制环润滑油充足，动作时无异响，推拉杆及拐臂连杆锁紧螺母无松动现象。

蜗壳、尾水放空阀及进入孔无渗漏水。

技术供水总管压力正常，各管路法兰及阀门无渗漏水；滤水器工作正常；采用循环水池取水时循环水池水位正常，技术供水泵运行声音应正常，无异常振动，电机及各部轴承无过热现象。

漏油箱油位正常；漏油泵工作正常。10kV开关室所有设备运行正常。

机组故障及事故处理

一、机组故障及处理

1、机组遇下列情况之一者，值长应立即报告调度转移负荷，解列、停机，必要时可按“事故停机”停机，并查明原因进行处理。各瓦温急剧上升或持续上升。瓦温超过规定数值。

冷却水中断且瓦温不正常地升高。轴承油面不正常升高或下降。

机组转动与固定部分有金属碰击声或其它不正常的噪音危及机组安全运行时。机组摆度、振动值超过规定标准危及机组安全运行时。顶盖排水泵故障，水位不断上涨，水导轴承将被淹没。发生其它严重危及机组安全运行的情况。

2、机组发生机械故障时，上位机有语音报警，应按以下步骤处理： 值班人员应立即到现场检查故障状况及故障性质。根据故障信号指示进行分析处理。

处理完毕，全面检查，将处理情况向值长汇报。复归信号并做好文字记录。

3、制动屏内电磁阀故障时应将制动系统由“自动”改为“手动”

4、在正常停机或紧急停机时，若机组导叶已全关但转速长时间不能降到制动转速20%Ne，则应关闭工作闸门并检查导叶剪断销是否剪断、拐臂连杆是否松动以及导叶开度反馈系统是否故障等，如无异常，证明导叶关闭不严，记入缺陷记录薄，待机组检修时处理。

5、在正常停机过程中，制动系统发生故障不能加闸时，应将导叶开至空载使机组继续运行，制动系统恢复正常后再停机，事故停机时，如遇此情况，可远方关闭工作闸门停机。

6、当机组发生剧烈振动，摆度接近规定值，或者在较大振动范围内运行时，应立即调整负荷，加强监视，使机组迅速脱离振动范围运行，并作好停机准备。

7、系统振荡或机组甩负荷时，应加强监视调速器的运行情况，压油装置工作是否正常，并对机组进行一次全面检查，发现问题及时汇报，并设法处理。

8、顶盖水位过高故障处理

检查备用顶盖排水泵是否启动，若没有运行则手动启动。

检查主用泵没有启动或没有抽上水的原因，并作出相应处理。

若水泵运行正常，水位确已升高，则检查漏水增大原因，是否主轴密封漏水过大、真空破坏阀及导水机构漏水严重等，及时处理。

若水位持续上升可能淹没水导轴承时，应转移负荷或联系停机处理。

若是液位传感器故障，应对顶盖水位加强监视并手动抽水，及时联系维护人员处理。若水导轴承已进水，立即停机并汇报调度以及生产主管领导。

9、轴承油位不正常（上导、推力、水导）处理 上位机报“油位过高或过低。”

检查故障轴承油槽实际油位；若油位正常，则检查油位信号器及回路是否有故障。若实际油位确已升高，可以判断为油冷却器渗漏水造成，应立即停机。

若实际油位降低时，检查轴承油槽及排油阀等有无漏油，如有漏点不能处理则通知维护人员，并监视轴承温度决定是否停机。

10、漏油泵故障处理 现象：上位机报“漏油泵故障”。

处理：检查动力电源是否消失，接触器是否故障，控制电源开关是否跳闸，液位信号器是否完好，进行维护处理。

11、轴承温度（上导、推力、水导）及空气冷却器温度升高处理 检查冷却水压、水流是否正常，如不正常，应迅速处理。检查各轴承油位、油色是否正常，有无漏油之处。

对比同一部位的温度，判断是否由测温元件故障引起。

检查机组摆度、振动与原始记录比较是否有明显变化，如是摆度、振动引起，可适当调整导叶开度至摆度、振动最小运行。

倾听轴承内有无异音，判明轴承是否运行良好。

调整冷却水压不能使温度下降，同时线圈温度超过额定值时，应减小负荷。

经检查确认已无法维持正常运行时，应立即联系调度解列停机并汇报生产主管领导。

12、机组冷却水中断

上位机音响报“冷却水消失”。

蜗壳取水时检查是否滤水器堵塞而造成水压降低，否则可能是蜗壳取水口拦污栅处堵塞引起，此时应启用另一路蜗壳取水或采用循环水池取水。

循环水池取水时检查技术供水泵是否停运、水池水位是否正常，必要时改变供水方式。若是示流信号器或信号回路误动，联系检修人员处理。

13、导叶剪断销剪断

上位机故障音响报警“水机故障”、有“剪断销剪断”报文。

机组若出现强烈振动、摆度增大现象，应立即将导叶切至“手动”，缓慢调整导叶开度以尽量减小振动；如果通过调整负荷，机组振动、摆度仍很大时，则联系调度申请停机处理，并报告生产主管领导；

现地检查剪断销剪断情况，通知检修人员进行更换，并根据现场实际情况决定是否停机处理。若停机时出现长时间不能达到制动转速，应迅速关闭工作闸门。如遇剪断销更换后又连续被剪断，此时应联系停机进行排水检查。若检查系元件误动，联系检修人员进行检查处理。

14、轴承油混水 油混水报警后，应对轴承油位、油色及轴承温度进行监视，并通知维护人员取油样进行化验，判明油质是否良好；如发现油质已经乳化或油位已升高及轴承温度不正常升高时，应立即申请停机处理。

15、主轴密封水消失

查是否属水压下降引起，调整水压至正常。

投入备用密封水待主用密封水压正常后，复归备用密封水。

16、回油箱油位异常

上位机音响报“回油箱油位异常”。

检查回油箱油位是否过低或升高，应调整压油槽油位至正常后，对回油箱加油或抽油处理。

17、压力油槽油压过高

上位机音响报“压力油槽油压过高”，压力指示在4.2Mpa以上，油泵可能未停止。若压油泵未停，应立即手动切除。

打开放油阀，将压油槽油压调整至正常油压。

查明不能停止的原因是否由PLC故障、整定值改变、压力变送器故障等引起，若不能即时处理应监视油压并手动启、停泵。

18、发电机温度升高（1）现象：

发电机定子线圈或冷、热风超过额定温度报警。有、无功出力及定子电流超过额定值。(2)处理：

检查风洞内有无异音、异味等异常现象。

检查空冷器的示流器有无指示，判断供水系统是否正常。在不影响系统的条件下，适当调整各机组间的负荷分配。

检查测温装置是否故障。

若上述调整无效，应联系调度减少该机组负荷，直到温度下降到规定值以内为准。温度接近极限值时应停机处理。

19、定子一点接地（1）现象：

发出发电机定子一点接地信号。定子三相电压不平衡。

（2）处理：

通知现场所有人员禁止进入发电机风洞及10kV开关室；

将厂用电源倒换至非故障段运行；

检查机端PT保险是否熔断，判断故障现象是否由测量回路引起

若测量回路正常，可联系调度，请求将故障机组解列停机作进一步检查。

待机组停机后，拉开机端出口刀闸及各支路刀闸，在对定子放电后，对定子进行绝缘检测。20、转子一点接地

（1）现象：发出转子一点接地信号（2）处理： 检查接地性质，判明是金属性接地还是非金属性接地。查看接地电阻值，较小为金属性接地。金属性接地时不允许再继续运行，除遇系统事故外，其它均应立即联系调度转移负荷解列停机，并汇报主管生产领导，待故障消除后再投入运行

二、机组事故及处理

1、当机组发生事故时，应按下列步骤处理事故: 检查发电机灭磁开关，断路器是否跳闸，如未跳闸，应手动开机组出口开及灭磁开关。监视自动化元件动作情况，如自动失灵应手动帮助，机组停机过程中，应注意制动闸动作情况，检查顶盖水位及排水泵运行情况。

导叶全关，机组全停，围带给气，接力器锁锭投入。检查、记录继电保护动作情况。

值班人员应根据事故信号报文，对事故进行分析处理。

判明是否继电保护装置误动或由于工作人员误动而造成。事故处理完毕后，应进行全面检查，并将事故发生经过及处理过程向领导和调度汇报并作好记录。

2、机组温度过高事故（1）现象：

上位机事故音响报警，有 “语音报警”和“温度过高”报文。LCU温度模块有一点指示灯亮，温度超过规定值。（2）处理：

监视停机过程，若自动动作不良应手动帮助。监视事故点温度变化情况。查明温度过高原因。

3、压油装置低油压事故（1）现象：

上位机事故语音报警，“水机事故”光字亮，有“事故低油压”报文。压油槽压力表指示在3.0MPa以下。

（2）处理：

监视停机过程，若自动动作不良，手动帮助。

检查油压下降原因，并设法处理，若是大量跑油时，应立即处理。如导叶不能全关，应立即落下快速闸门。

4、机组过速（140%额定转速）保护动作停机（1）现象：

上位机事故语音报警，“水机事故”光字牌亮，有“机组过速140%”报文。转速信号指示在140%左右，机组有超速声。调速器紧急停机动作，导叶全关停机。

机组转速升至145%时事故配压阀动作，快速门落下。（2）处理：

监视机组停机过程；

检查快速门是否已全关； 检查事故配压阀动作情况；

机组全停后，对机组进行全面检查； 向调度和主管生产领导汇报事故情况。

5、失磁保护动作（1）现象：

发电气事故和失磁保护信号。

转子电流突然为零或接近于零，定子电流升高，发电机母线电压降低。定子电流、转子电压周期性摆动。

有功出力降低并波动，无功出力大幅度进相，发电机发出异音并强烈震动。发电机自动解列。（2）处理：

立刻将机组解列停机，检查是否由于人为误碰灭磁开关跳闸引起。检查励磁回路、转子回路是否有开路现象。检查励磁装置有无故障。

检查无异常后开机至空转手动建压至额定，正常后联系调度并入系统。

6、转子两点接地

（1）现象：先发转子一点接地信号，如未进行处理发展成另一绝缘薄弱处被击穿，出现：转子电流增大，电压降低；有功降低，无功减少甚至进相；机组产生异常振动。（2）处理：立即将发电机组解列停机。汇报调度和运行主管，联系维护人员处理。

7、发电机励磁回路断线（1）现象：

转子电流向零方向摆动，转子电压升高，同时发失磁保护动作信号。机组有功下降，无功降低至零，定子电压急剧下降。

如磁极断线则风洞冒烟，有焦臭味，发出很响的嗤嗤声。

（2）处理：立即解列停机，断开灭磁开关，如有着火，可按发电机着火处理，汇报调度联系维护人员处理。

8、复合过流保护动作

（1）现象 ：

发复合过流保护动作信号。

机组有、无功负荷，定子电流已降为零，发电机出口开关及灭磁开关跳闸并停机。（2）处理：

对发电机出口至主变压器低压侧所属一次设备进行全面检查。如差动保护退出，可按差动保护动作处理。

摇测主变、10.5KV母线及发电机的相间或对地绝缘电阻值。

如属线路事故断路器拒跳，引起发电机复压过流保护动作，检查线路保护已动作，而断路器未跳闸时，则立即设法人为跳开断路器。

9、过电压保护动作（1）现象：

发过电压保护动作信号。

有功、无功负荷及定子电流降为零。发电机出口断路器及灭磁开关跳闸。（2）处理：

如判明属系统甩负荷造成，待系统稳定后，可将发电机投运。

如判明属励磁系统故障或调速器故障引起，应立即联系维护人员消除故障。测量机组绝缘，若合格，做零起升压，正常后恢复送电。

10、差动保护动作（1）现象：

机组有强烈的冲击声，发差动保护动作信号。

机组有功、无功及定子电流降为零，出口断路器及灭磁开关跳闸，同时事故停机。检查是否由于保护装置误动引起。

（2）处理：

对差动保护范围内的一次设备进行全面检查(包括发电机内部)，看是否有短路现象。如发现着火现象，在确认机组所属设备不带电时，进行灭火。

如未发现异常，测量机组绝缘，合格后经领导同意，可对发电机做零起递升加压试验。升压时，应严密监视发电机电压和电流的变化情况，正常后可继续投入运行，如发现异常情况应立即停止加压，减磁或灭磁。正常后可将发电机并入系统监视运行。

11、非同期振荡（1）现象: 发电机、线路的电流表，有、无功负荷表来回剧烈摆动，通常是电压下降，电流摆动超过正常值，转子电流在指示正常位置附近摆动。发电机发出轰鸣声，其节奏与表计摆动合拍。（2）处理: 如果频率升高，应在保证厂用电正常的情况下降低发电机有功，增加发电机无功。（但不应超过发电机允许电压110%Ue）。

如频率下降，应增加有功、无功至最大值（定子电流不超过额定值）。

如因发电机失磁造成的振荡，应立即将发电机解列。

非同期振荡期间，不得将调速器切手动运行（压油装置不能保持油压时除外）。

振荡时，值班人员不得自行解列机组，除非频率降低到足以破坏厂用电的运行时（降低到46Hz及以下时），值班人员应按现场规程的规定，实施保厂用电措施将厂用电解列，但严禁在发电机出口开关处解列（如本站可在201DL或202DL处解列），当系统振荡消除、频率正常后，应主动与系统并列。

12、发电机着火（1）现象：

发电机密封不严处有喷烟、火星，或绝缘焦臭味等明显着火迹象。保护动作发出电气事故和电气故障等信号及感烟报警器报警。机组伴有强烈的轰鸣声和冲击声。（2）处理：

应迅速检查发电机是否已解列停机，并立即操作紧急停机。

在判明机组确无电压，发电机出口断路器及FMK断开后方可启动机组消防系统进行灭火。

13、发电机灭火时注意事项: 尽量保护发电机密封。

不得使用泡沫灭火器或砂子灭火（当地面有油类着火时，可用砂子灭火，但不得使砂子落到发电机或轴承上）。

篇3：水电站水轮发电机组运行维护及其事故处理

1.1 水轮发电机机组运行方式

水轮发电机组的运行方式, 按带负荷方式有并网运行、单机运行两种基本方式, 按调速器控制方式有自动运行、手动运行两种方式。各种运行方式及其要点在下表巾简要列出。

1.2 水轮发电机机组带负荷运行中应该注意的问题

并网运行是中小水轮发电机组的基本运行方式。并网运行机组运行工况的改变, 要通过控制设备的切换来进行, 如自动≒液压手动、发电≒调相等。运行方式的切换, 应按运行操作规程进行, 以保持切换中机组稳定与安全。并网运行机组的调速器永态转差系数bp值, 要根据机组在系统中的地位及担任负荷的性质来确定。中小机组并人大电网都担任基荷, 其调速器的bp值取8%。当系统的变化负荷可为调频、调峰机组所承担, 保持系统频率不变时, 该bp=8%的机组负荷维持不变。只有当系统负荷变化较大, 引起系统稳定频率有改变时, 该机组的负荷才会有少许相应改变。如果并在大电网的小机组误把bp调成很小值共至为零, 则该机组会在满载和零值之间发生功率摆动。只有系统的无差调频机组, 才允许bp值调整为零。

机组单机带孤立负荷运行, 则孤立小系统的所有负荷都由L台机组承担。这种情况下运行的机组, 对其调速器、励磁装置的自动调节功能将有较高要求。以保证既满足用户有功负荷、无功负荷需求, 又保证电能频率和电压的稳定。

1.3 试运行机组带负荷试验

试远行机组首次带负荷运行试验, 要采用逐渐加大负荷的方式, 并分别在小负荷、中等负荷、较大负荷和满载下稳定运行一定时间, 以便在各种负荷下全面检验机组的水力的、机械的、电气的性能。

在逐渐增加负荷的过程中, 要仔细寻找机组可能存在的振动区, 以便正常运行时避开这个不利的工况。

对于试运行机组还要进行甩负荷试验。甩负荷试验要在周密准备、统一组织下进行, 要严格接着额定负荷的25%、50%、75%、100%的顺序由小到大逐级进行。只有当小负荷下进行的甩负荷试验一切正常, 即机组水压上升、转速上升的最大值和过渡过程都符合规定要求, 不超过允许值, 无任何异常情况时, 才允许进行甩更大一级负荷试验。甩负荷试验过程要严密监视机组的水、机、电等一切情况, 并要对主要数据做好记录。

甩负荷试验后, 要对机组进行令面的检查, 如果一切均为正常, 即可进行带额定负荷2h试运行, 然后才能转入正常使用。

2 水轮发电机组的正常维护要求

2.1 定时巡回检查记录

定时记录和巡回检查定时记录和巡回检查是日常维护中的重要内容。

定时记录水轮发电机组的各项运行参数, 运行参数必须在规程规定的允许范围之内。

检查一次回路、二次回路各连接处的接触情况有无发热、变色, 电压、电流互感器有无异常声响, 油断路器的油位、油色是否正常, 有无漏油。

水轮机、发电机有无不正常的声音, 运行中的正常声音是均匀的“嗡嗡”声, 如果有不正常声音, 则应立即查明原因并予以排除。

检查发电机有无异常气味 (如焦臭味) , 振动、摆度是否过大。

检查水轮发电机组发电机本体以及轴承温度是否有过热或局部过热现象, 对未设测温装置的发电机 (包括轴承) 可以用手背接触, 如果感觉不烫手, 一般可以认为是正常的。

检查各部电刷, 只允许有少量的火花运行, 如超过一定范围应按电刷冒火故障进行维修。

主轴及导叶套无严重漏水现象, 剪断销正常且无破损。

油、水、气系统无漏油、漏水、漏气及阻塞等现象。各轴承油位、油色、温度正常。

2.2 定期清理

保持日常清理根据水电站的机组运行情况, 定期对水轮发电机组进行必要清扫清理, 保持水轮发电机组设备的清洁, 做到四周无杂物、无积水和及时处理掉有可能导致水轮发电机组不能正常运转的安全隐患。

2.3 加强用油管理

水电站中用油问题比较突出。主要反映对设备用油状态的管理和失察上, 如设备用油乳化严重, 甚至由于管理不善而混入大量水分和杂质;出现未知油质状况, 见油就用的情况, 有的甚至把机械油与绝缘油混合使用, 致使润滑不良, 机件损坏。为了不使用油混乱, 机械油与绝缘油应分别保管, 作上记号, 专人负责。

3 水轮发电机组故障的处理

组合轴承漏油若运行中发现发电机内部油雾严重, 可能是组合轴承端盖因密封不当而渗油, 发电机大轴法兰与镜板连接螺栓的橡皮密封圈未起到作用, 渗油顺螺纹流出。可以更换轴承盖密封圈, 在大轴法兰与镜板的连接螺栓部位加一个铜垫止漏。

定子引出线电缆外表皮破裂定子引出线电缆多处出现纵向表皮破裂, 这种现象大多属于产品质量问题, 可以临时包扎, 并在电缆支架垫以橡皮, 以免进一步损坏形成两点接, 之后应进行更换。

定子温升过高在运行中如果发现发电机定子线圈在带额定负荷时温度过高, 可拆除导风板、封堵风道并将冷却风机的风扇叶片角度进行调整, 把风机马达容量适当加大, 定子温度便会有明显的改善。

大轴位移水轮发电机组运行时因水推力的作用, 轴承的支撑件刚度不够而变形, 机组转动部分往下游方向产生较大的轴向位移, 造成运行中发电机转子制动环与制动夹钳碰刮, 水导轴承与轴承盖碰刮, 主轴密封转动环与平面密封环产生较大间隙而甩水等现象。对于此类现象, 可采取在管形座每块肋板上加焊支撑的办法, 使轴向位移减小到安全范围。

机组冷却效果差机组冷却系统为密闭循环冷却, 其冷却水由表面冷却器在流道中实现热交换。在江水温度28℃以上时, 热交换能力明显不足, 引起冷却水水温过高, 从而机组风温、油温、瓦温等都超过了报警值, 在未确定改造方案的情况下采取限负荷运行方式, 然后进行技术改造。

转轮接力器出现拉缸事故转轮接力器拉缸, 活塞两腔连通窜油。有时是因操作油管连接锁片及其螺栓损坏并掉入油缸而引起原因是外操作油管连接设计不合理, 应重新制作转轮接力器。

轴流机组的叶片扭矩及变形轴流式机组除了转桨式机组外, 还运行着很多定桨式机组。当运行工况偏离最优区时, 定桨式机组转轮叶片;中角会发生变化, 或当转桨式机组协联关系不正确时, 转轮叶片不再具有无撞击进口, 水流对叶片产生冲击。随着作用在叶片上负荷的变化, 产生的叶片扭矩、变形等也相应变化, 这些变化过程反映为振动过程。应保证使转轮叶片加工后的翼型与模型一致, 并严格控制加工精度。转轮叶片, 应采用数控机床加工。在安装过程中, 要对安装质量采取保证措施。还要采用优良的抗蚀材料。除了水轮机转轮外, 其上冠、下环均应采用不锈钢材料。

结束语

水轮发电机组是整个电站的主要设备之一, 能否保证水轮发电机组长期、正常运行会直接影响到水电站的经济效益, 因此, 工作人员在日常的工作使用中, 一定要严格遵守水轮发电机组的运行使用规程, 科学使用, 做好必要的日常维护、维修工作, 对水轮发电机组故障和电动机故障, 应采取科学有效的处理措施和方法, 这样才能使水轮发电机组正常运行, 延长它的使用寿命, 使水电站的安全生产得到有力保障, 以此创造更大的生产经济效益。

摘要：本文对水电站水轮发电机机组的运行与正常维护进行了分析, 并针对水轮电机组故障和电动机故障, 提出了科学有效的处理措施和方法。

关键词：水电站,水轮机组,运行维护,故障处理

参考文献

[1]单文培.水轮发电机纽及辅助设备运行与维修[M].北京:北京大学出版社, 2006, 7.

[2]陈锡芳.水轮发电机结构运行监测与维修[M].北京:中国水利水电出版社, 2008, 6.

篇4：水电站水轮发电机组运行维护及其事故处理

华能澜沧江水电股份有限公司景洪水电厂 云南景洪 666100

摘要：调速器能否稳定运行对于抽水蓄能电厂以及整个电网都有着极为重要的意义。文章基于对调速器系统多起故障的原因及运行维护进行分析，以供参考。

关键词：水电厂；水轮发电机组；调速器

引言

水轮机调速器作为水电厂的重要设备，对水力发电厂的正常运行起到关键作用，与水电站能否正常发电的工作密不可分，一旦调速器出现故障，将直接关系到水轮发电机组乃至电力系统的安全稳定运行，因此采取科学手段对机器存在的故障进行分析，并采取相应措施加以处理，保证调速器正常工作就显得极为重要。

1调速器的运行故障

1.1调速器抽动故障及检修

调速器抽动的原因是由于工作机组的自动平衡系统调节，多台机器并网运行的功率过大或者是工作机组空载运行的受力不均匀等，导致的导叶接力器振幅周期运动过快而剧烈的抖动，影响调速机的正常运行，严重时会令水电站的工作机组暂停，影响水电站的正常运作。如果发现调速器在工作中，工作机组运行功率不断跳跃浮动、压油泵启动异常频繁、调压阀不停的上下起伏运动等不正常的现象发生，一定要暂停运行，进行检修工作，以免带来更大的影响和损失。

1.2感压阀和补气阀故障及检修

感压阀或补气阀是调速器的调节装置结构，如果发生故障，调速机在运行的过程中会存在安全隐患，一旦内部储存的能量过多而无法释放，对于工作人员的人身安全威胁较大，不要小看小小的零部件，在水电站的正常运行中占有着重要的成分。如果发生故障，会表现为油泵加压现象异常，罐内油压因过高而发生爆裂的危险，或是形成负压使得罐体变形，难以继续使用，增加了水电站的运行成本。

1.3调速器漏油故障及检修

压油罐是调速器的动力装置，如果在运行中出现异常，供油不及时，影响了调速器的调节机制，对水电站的工作不利，降低了水电站的运行效率。压油罐出现故障，其表现为罐口或接力器有渗油迹象，不及时处理会造成大量的油外泄，导致压油罐内部的油位降低，对调速器的油量供给不足，影响水电站的工作。

1.4水轮机过速故障及检修

水轮机转速超过名牌规定的额定转速，则出现过速事故，当机组转速升高至某一定值以上（一般超过额定转速的140%以上），水轮机转动部分离心力急剧增大，引起水轮机摆度与振动显著增大，发生水轮机调速器失控，造成水轮机转动部分与固定部分的碰撞，甚至事故不斷扩大而损坏更多部件，所以必须有效地防止发生机组过速故障。当机组出现过速的时候，切莫心慌，应保持冷清，沉着应对。

1.5工作电源电压故障及检修

水电站在调试调速器的过程中，工作人员应对交流电源以及直流电源进行有效连接，促使其与调速器电源板装置连接起来，然而上电后可能会有部分设备无法正常运行，通过测量可见，电源板装置的输出电压明显低于正常电压值，导致水电站水轮机调速器在电源电压方面出现异常。

1.6调速器导叶、桨叶故障

水电站调速器电器柜断电后再次上电时，其导叶以及浆叶等始终处于故障状态，将导叶以及浆叶调整到手动运行状态，对电源模块没有输出的电压进行测量，可发现信号反馈存在异常。究其原因，主要是因为导叶反馈越限，造成导叶转变为手动控制状态。导叶反馈属于电流型信号，电流信号最小为4mA，最大为30mA，如果导叶反馈的具体数值不处于该范围内就会出现故障。该类故障通常是在导叶全部关闭或者信号线处于脱线状态时发生的，因为电流信号存在波动，或者限号受到外界的影响和干扰，常常处于不稳定状态，数值容易发生漂移，导致真实数值常常比常规极限值低，这种越低限故障由此发生，带来故障信号。其次，越高限通常是由通道故障引发的，在很多情况下是因为短路问题或遭受大电流信号干扰，引发严重波动，导致数值比 20mA 这个最高值大。另外，导叶以及桨叶故障也有可能是因为叶反馈回路方面的问题引发。

2调速器的运行及维护措施

2.1调速器抽动故障检修

在排查的过程中，要先对电磁干扰信号进行监测，看调速器受其影响是否显著；如果不是，就要看水电站的周围有没有施工的工地或较重的机车通过，引起接力器的异常抽动；不是的话就继续看反馈电位器的情况如何，如果是因为接触不良，受到较大的震动，会发出异常的信号，加大调速器的抽动速度，如果是因为输入有误，调节以下各项的数据参数即可；到这个步骤，如果还是没有异常，那多半就是液压元件和输油管路出了问题，需要更换零件。

2.2感压阀和补气阀检修

感压阀和补气阀异常，最明显的特征是压油罐油位的下降或罐内压力的不稳定现象，致使调速器无法正常工作。检修的方法可以对感压阀进行技术调整，卸下重新组装，然后调整合理的位置和松紧程度，这个过程经验比较重要。补气阀是通过信号进行检测，在检测系统内部，如果出现问题故障，检测系统会自动报警，然后采取相应的措施，以避免出现更大的麻烦。

2.3调速器漏油故障检修

调速器压油罐一般都会安装自动检测装置，与计算机相连，可以检测出漏油的位置，多数的故障都会出现在接力器上。检修时要查看接力器的零件是否完好无损，然后转动一下，看连接是否松动，如果都没有问题，那可能是油的品质的原因，一些劣质的油含有大量的杂质，堵塞了接力器的孔隙，使油不能正常通过而向外渗出，可以将油过滤一下，除去其中的大部分杂质，还要定期疏通输油管路，这样就可以有效地改善漏油现象。

2.4水轮机过速故障检修

在运行过程中，突然失去负荷，首先应监视过速保护装置运行是否正常，若水轮机过速保护拒动或动作不正常，应立即手动紧急将水轮机停机，必要时关闭水轮机主阀。若水轮机在开停机（或紧急停机）过程中，因调速器出现异常等引起水轮机过速，此时即使水轮机转速还没有达到过速保护动作的整定值，那么也都应立即关闭水轮机主阀。对于没有设置水轮机主阀的，则应尽快关闭水轮机前的进水口闸门。当水轮机转速降到额定转速的35%以下时，手动制动使机组完全停止。

2.5工作电源电压故障检修

面对工作电源出现的电压故障，应在调速器处理系统引入工作电源之前就针对交流线路以及直流线路进行彻底检查测试，了解调速器装置以及不同电源之间的连接是否稳定合理，运行是否存在异常，确保线路连接无误，将电压等级控制在科学范围内。其次，如果能够明显调速器电源属于交流还是直流，且确定路线连接无异常，则应针对调速器电路电源板具体运行特性进行科学判断，检查电路电源板装置有没有出现断线问题，没有有存在虚焊现象，针对问题采取相应措施进行及时解决，确保调速器完成电源接入操作后能够将电压值稳定地控制在合理的范围内。

2.6调速器导叶、桨叶故障的解决

一是，加强对导叶反馈线的屏蔽处理，避免信号出现不稳定。二是，针对瞬间越线故障信号进行过滤处理，针对导叶反馈故障相应的辨别程序进行科学修改，通过这种途径有效过滤部分干扰信号，促使调速器能够在瞬间故障信号下不会立即转变为手动运行状态。三是，针对接线开展包扎处理，可解决上述相关故障问题，促使信号及时恢复正常。

3结语

正是由于水电厂的重要性，所以搞好水电站水轮机调速器的调试与维护对于水电厂的发电工作很重要。因此积极强化人员素质，提高对调速器调试与维护的重视，对于保障我国水电站工作的顺利进行。

参考文献：

[1]湛岚. 浅谈水电站水轮机调速器的调试与维护[J].中国电子商务，2012（15）

[2]肖平.现代中小型水电站水轮机调试器的调试与维护[J].中国新技术新产品，2009（16）

篇5：水电站水轮发电机组运行维护及其事故处理

1.变电站直流系统运行过程中存在的问题分析

1.1蓄电池故障

当前我国运用在变电站直流系统中的蓄电池一般为阀控铅酸蓄电池，这种蓄电池不仅完全密封，更不需要加水或者调酸就能进行供电，非常适用于电力直流电源供电。而在实际的运用中，往往很多电池的使用寿命都没有完全达到设计寿命，这主要是因为在浮充状态下，电池的单体均一性有一定的偏差，也就是说单体电池的自放电一致性非常差，极易造成寿命缩短的现象。而处于长期浮充状态的蓄电池，浮充电流相同，但各个蓄电池的自放电不一致，有的过充，而有的又欠充，这就是造成过充电池失水，而欠充电池硫化过度实效的根本原因。其实，蓄电池的故障一般包括极板膨胀、腐蚀、钝化以及有效物质脱落、电解液干涸等情况，由此造成的电池实效，不仅很难补救，且会造成较大的经济损失。

随着时间的推移与外部条件的不断变化，直流电源系统中的半导体器件功能会发生漂移，从而导致充电机的参数发生不稳定偏移，如果这种偏移过大，则极可能造成蓄电池失效。而如果不对母线的电压纹波进行在线监测，则很难发现纹波系数过大。事实上，直流电源的充电机在运行的过程中，常常会因为以下故障而导致系数过大。第一，移相触发回路故障，一旦触发的信号不对称，或者单相没有触发信号会造成纹波系数过大;第二，如果遇到某相可控硅故障而造成系统开路，则也会造成系数过大的现象;第三，长期将充电机搁置不使用，也会使得滤波失效，从而引起系数过大;第四，电源中并联的蓄电池因故障造成脱线或者临时解列更换等因素都可能造成纹波系数过大，从而影响系统正常运行。

1.3直流系统接地故障

目前，我国很多变电站采用的都是将蓄电池组与浮充电装置并联的方式来供给直流负荷系统运行。而因分支网络过多、外部所接设备过多等问题，造成了直流电源网络的复杂性，这也在一定程度上加大了回路单线交错、双线交错，直接增加了处理接地故障的难度。众所周知，直流系统的支路较多且负荷涉及面广，因受到环境、气候以及温度等变化，使得接地电缆老化，部分元器件损坏，而造成系统绝缘水平下降而导致接地故障。接地故障如果不及时进行处理，势必会影响直流系统的安全运行，从而影响继电保护装置、安全自动装置可靠运行。

2.加强变电站直流系统的运行维护与接地处理

2.1对于蓄电池的维护

直流系统中的蓄电池在实际的运行使用过程中，会因内部的化学反应造成自放电的现象。对于阀控蓄电池组来说，在正常情况下应以浮充电方式来运行，电压值控制在2.25V/只范围内，一旦欠充将对电池的寿命造成一定的影响。另外，还必须针对直流系统的电池组进行定期的放电试验，检查电池组的容量与活化电池极板。适当的电池组后期维护不仅能保障电池的运行寿命，更是确保直流系统稳定运行的重要途径。

2.2设备检查

当变电站中的交流电源停电时，直流系统中的充电装置就会退出运行。此时，应尽可能的不使用直流负荷，还要密切关注到蓄电池组的端电压，保持其值低于放电终止电压，而当这个值接近放电终止电压钱，应采取转移或者停用的措施。同样，还应定期对直流系统设备进行检查，记录电池组每个电池端电压及外壳的温度，对超标的电池进行更换。

2.3接地故障处理

如果发现直流电源接地，必须首先考虑是直流回路、保护屏以及端子箱等二次回路的工作状态，如果二次回路设备在工作，则应立即停止并进行检查。根据当时的气候、现场工作的条件等内容对回路进行分合实验，以确定故障。其次，如果发现直流系统中是某回路接地，则可以通过将回路分段的形式，逐段进行排查，以缩小故障的范围。而如果接地故障出现在控制和保护回路上，应及时通知人员协助，在断开电源前，应采取防止保护误动操作的措施。此外，在查找直流系统接地时还应注意，必要时可以向调度申请停用相关设备。在消除故障点时，禁止在其它二次回路上工作。

3.结语

总的来说，直流系统是整个变电站的关键。因此，规范直流系统的运行与维护，认真执行变电站直流系统定期维护，并有效及时的处理系统接地故障，可以确保直流系统的运行稳定，从而保障变电站的安全运行。

【参考文献】

[3]马明霞.直流系统的运行维护与接地处理在变电站中的应用[J].科技创新与应用，，36：180.

篇6：水电站水轮发电机组运行维护及其事故处理

1.1 水轮发电机组的运行

按照带负荷方式进行划分, 可以分为单机运行和并网运行, 按照调速器控制方式进行划分, 可以分为手动运行和自动运行。

1.2 凸极式同步发电机的运行

(1) 进相运行

我国电力系统的快速发展, 让高压电缆、输电线路长度等也随之增长, 电力系统的容性无功功率也随之增大, 系统始终处于低负荷运作, 线路出现故障导致剩余无功功率, 甚至是电网上某处电压超压。那么, 发电机应当进相运行, 对多余无功功率进行吸收, 对电压进行调节。

(2) 迟相运行

一般而言, 水电站电力系统一方面要具备一定有功功率, 另一方面要有足够的感性无功, 而且发电机的励磁电流要超出其平常值, 让发电机处于过励状态。

(3) 负励磁和调相运行

水电站发电机能够用作是调相, 使得电力系统和电网的电压处于稳定的状态, 对其功率进行改善, 对其效率进行提高。发电机进行调相运行, 可以按照系统的要求运行欠励和过励的状态。

2 水轮发电机组运行中经常出现的问题

2.1 定子绕组绝缘老化

定子绕组绝缘在具体运行过程中, 一方面要承受着机械老化、电老化以及热老化等影响, 促进了定子烧组绝缘老化现象,

2.2 定子绕组的温度

定子绕组在运行过程中的温度要超过常人, 是在进行安装的过程中把槽内的电阻型测温计实现温度监测的。利用在特制的试验线棒内进行大量电偶的埋设, 额定的工况下进行温度的实测。如果是定子通风不均、端部漏磁等都会造成定子绕组运行温度的升高。

2.3 定子绕组绝缘污秽

现阶段, 我国现在大部分水电站水轮发电机内部出现严重的油污、积灰问题, 一方面对铁芯与绕组的散热进行影响, 另一方面还会引起过热、爬电, 甚至有可能着火。

2.4 激磁回路的绝缘及灭磁开关

发电机在运行过程中, 由于一些特殊原因, 导致振动摩卡, 从而产生线圈内部积灰、集电环脏污以及接头变形位移等情况, 会造成激磁回路绝缘下降的现象, 在灭磁开关跳开产生过电压的作用下击穿, 甚至灭磁开关自身也会发生飞弧接地。

3 发电机的维护及故障解决方案

按照以上经常出现的故障和问题, 对应提出解决方案, 确保在发生故障时能够有效及时的解决。除此之外, 还要对水电站发电机日常维护工作进行检查, 做好日常维护工作, 能够有效避免故障的发生, 下文将从两个方面对此进行详细的分析。

3.1 运行状态下的维护

水电站发电机在运行状态下的维护可以分为两个步骤, 也就是清洁工作和滑环及电刷的检查, 进行清洁时要确保发电机内部洁净, 周边不要有杂物的堆放, 清洁工作要定时定期的进行, 针对的是发电机表面灰尘以及表面的油污, 及时进行清除, 定期对发电机碳刷进行清理, 确保不会有污渍残留。其中, 涉及到的清洁工具有毛刷、高压气筒等, 按照实际情况的不同, 对不同清洁工具进行选择, 毛刷清洁完之后还要用清洁布进行深入清理, 完善清洁工作。除此之外, 对发电机表面清理之后, 还要对发电机电刷滑环处进行清理, 确保此处无污渍残留, 这一点对于整个发电机的清理工作而言具有重要意义, 主要是由于滑环在发电机日常运行中的作用非凡, 其承载着电流传输的作用, 因此必须要将其纳入重要维护工作中。具体的清理过程中, 对其认真细致的检查, 如发现问题及时进行解决, 尽可能的让故障消除于无形之中, 要不然可能会对整个水电站正常运行造成非常严重的影响。具体清理时, 确保电刷在滑环中心线上, 电刷和刷握之间不要太密, 确保之间有一定的孔隙, 不要再运行时出现火花现象。假如在运行时, 电刷跳动幅度不符合相关规定, 则必须进行调整。同理, 如果出现比较大的火花, 说明应当对表面污渍进行处理, 可以利用酒精等物品擦拭滑环, 如有必要还可以用锉刀对滑环的表面进行打磨, 确保火花消灭。假如火花无法消除, 则应当考虑更换电刷, 确保接触和运行良好, 然而其中必须要注意的是, 更换的电话和之前的电刷为同一型号。

3.2 运行状态下的检查和监控

除了做好发电机的日常维护工作之外, 还要做好发电机的检查和监控工作。比如说, 出现定子绕组的温度过高、绝缘的老化现象, 以上情况都和发电机没有定期检查脱不开关系, 因此要对发电机日常检查给予足够的重视, 把发电机故障消除于萌芽阶段。那么如何做好发电机在运行状态下的检查和监控工作呢, 一方面需要值班人员的责任感和义务感, 值班时对发电机运行状态下定期定时检查, 保证发电机始终处于一个稳定的工作环境。同时, 如果仔细的听, 在发电机出现故障的时候, 都会有异响出现。正常情况下, 发电机运行声音较为均匀, 假如出现异响, 则可以肯定是出现了故障, 特别是轴承损坏时的振动声, 因此要求值班工作人员要有敏锐的听觉, 时刻保持警惕, 确保发电机稳定运行;另一方面, 也那就是“闻”, 假如出现异味, 和“听”是同一个道理, 也有可能是发电机内部出现问题, 需要立即进行解决。最后, 也是最为关键的一点, 需要对发电机进行日常定时定期检查, 采取实时监控的措施, 确保发电机每一个表盘处于稳定安全的数值内, 确保功率稳定, 确保发电机负荷分配合理, 确保每一个部件运行状况始终处于实时监控中, 如有问题及时解决, 不让故障进一步发展。一般情况下, 值班工作人员要对发电机进行定时巡检, 确保其正常运行, 巡检项目包括发电机异响、异味、表面光滑度、内部火花情况、部件是否稳定、回路装置是否正常、励磁装置是否正常等, 检查完这些项目, 确保发电机稳定运行, 对于整个水电站正常运行而言, 具有重要意义。

4 结语

总而言之, 要做好水电站发电机运行和维护工作, 避免故障的出现, 要实施一套科学可行的方案, 对于水电站的正常运行, 以及社会经济的提高和地区的发展, 都有重要的作用。本文对有关水电站发电机的运行进行结构和原理上的分析, 对水轮发电机组运行中经常出现的问题进行总结, 并提出发电机的维护及故障解决方案, 以期对于水电站稳定运行, 起到一定的理论指导意义。

参考文献

[1]高华山.计算机监控系统在火冲坑水电站技改中的应用[J].甘肃水利水电技术.2009 (03) .

[2]李天仲.浅谈特种探测器在水电站的应用[J].红水河.2008 (03) .

[3]贾晓霞.自动化控制技术在某水电站的应用[J].水利技术监督.2010 (04) .

[4]彭伟林.水电站主要电气设备及保护配置[J].科技传播.2011 (04) .

篇7：水电站水轮发电机组运行维护及其事故处理

关键词：变电站；电容器；维护

在整个变电站中，电容器的作用无可替代，其是电力系统得以安全运行的重要元件。电容器状态良好不但可以提高电网的输送电能力，同时可以减少电网的线路损耗。目前，我国变电站电容器运行时还会出现一些故障，影响着整个电网的输送电安全。因此其运行维护及其故障检修对于我国智能电网的发展意义重大。

一、变电站电容器运行的影响因素

（一）电压对电容器的影响

变电站电容器运行时，导体电阻以及介质损耗会造成有功功率的损耗。其中电容器温升大所引起的介质损耗是有功消耗的主要途径。变电站电容器运行时的发热量会逐渐增加，因此其运行电压也会随之升高，而持续的高电压容易损坏电容器本身。因此，变电站电容器的运行寿命与其运行电压关系密切。简单地说，就是电压越高电容器的寿命越短。

（二）谐波电压对电容器的影响

不同用电设备在运行过程中所产生的谐波电压就会影响整个电网的正常运行。而电容器对谐波电压尤其对高次谐波电压的敏感性极高，谐波电压会导致电容器在运行过程中电压峰值升高，造成电容器的温度升高以及超负荷运行，进而损坏电容器。用电设备产生的谐波电压无法彻底清除，因此只能通过相应的措施来控制其对电容器的影响。

（三）环境温度对电容器的影响

变电站电容器有别于其他电力设备的地方在于其是长时间的处于满负荷的运行状态。而周围环境的温度变化对电容器自身的运行温度影响较大。周围环境的温度越高，电容器电容量的下降速度也就越快。因此，电容器如果长时间的运行在高温和高场强的环境中，其结缘介质的老化速度就会加快进而增大其介质损耗角，造成电容器内部温度升高到允许值之上，因而影响电容器的使用寿命。

二、变电站电容器的运行维护措施

（一）严格检查电容器的外壳

变电站电容器在检修时要严格检查其设备外壳是否有膨胀和渗漏情况出现以及整个系统中的电容器外壳膨胀量是否超标。室外电容器的检查要关注其外壳的防锈漆脱落情况，一旦发现防锈漆脱落必须马上处理。同时，还要检查电容器的套管清洁度以及裂纹和放电情况。而针对引线的检查主要针对其是否出现断裂、松动、脱落等，而电容器和熔断器的容量匹配也要符合科学的设计。室外电容器的安装原则是要尽量而避免烈日、雨水以及冰雪等环境。在室内电容器一定要选择良好的通风环境进行安装，电容器理想的运行温度最好控制在正负35摄氏度范围之内为宜。

（二）严格检查电容器的接地和投切情况

良好的接地情况是保证电容器运行状态稳定的关键因素。因此，其放电电阻和回路的检查是十分必要的。一定要根据用电设备检查规范来进行电容器的停电检查，只要是确保电容器在接地之前进行了充分的放电。进行串联电容器以及整组电容器脱离的电容器检查时要对每个电容器的放电情况进行排查，即使是绝缘支架上安装的电容器设备也要进行放电。电容器在进行投切时一定要操作正确，母线的电压曲线是其操作的主要依据。投入电容器前，一定要查看其保护是否在加用位置，良好的状态下电容器开关应处于热备用状态。电容器投入使用后的检查，主要针对开关处的电压以及电流变化。电压无功综合控制设备有助于电容器的投切工作，而电压曲线是电容器实际进行投切的主要依据。

三、变电站电容器的故障处理措施

（一）电容器的运行电压控制

变电站电容器的运行电压一定要严格控制在规定范围之内，若超出规定电压太高将会直接损坏电容器，造成输送电系统的出现故障。因此，电容器在运行时最高不能超过电容器额定电压的1.05倍。并且在24小时内，其在1.1倍额定电压范围内的运行时间不宜多余6个小时，除非在一天之内周围环境的平均温度不高于10摄氏度的情况下，电容器才可以长时间的运行在高于1.1倍额定电压状态下。电容器的电压升高容易导致其出现过流情况，其最高可以在1.3倍过电流下运行良好。以上这些因素是决定电容器能否良好运行的关键，一旦电容器运行时超出以上范围需马上停止其工作状态。

（二）電容器放电及熔丝熔断处理

变电站电容器内部若出现局部放电就会导致其运行时有异常的响动。而过高的电压、温度以及过电流会导致电容器渗油或漏油、外壳膨胀等现象出现。一旦在检查时有上述状况发生必须马上停止电容器工作，针对不同的状况确定故障的原因后进行相应的故障处理措施。电容器在运行是一旦出现熔断器熔丝熔断，要第一时间报告值班调度员，调度员确定之后才可以断开电容器的断路器。之后要针对电容器进行放电处理，完成之后严格检查电容器的外壳，确定其是否存在开裂、起鼓、温度过高和熔丝元件熔断，检查排除了以上这些问题后，直接更换电容器的熔断器熔丝就可以继续运行电容器。若送电之后熔丝问题依然存在，可以直接退出出现故障的电容器，让其他部分的送电继续运行。因为电容器的熔断器都是处于单独工作的状态，因此单个的熔断器故障不会影响到电容器组中的正常运行。

（三）电容器保护装置的跳闸处理

电容器设备在合闸投入使用之前一定要进行充分的放电，在确保电容器所携带的电荷释放干净后才能进行合闸。一旦电容器的保护装置出现了自动跳闸，切记不能强行将电容器合闸送电。需要查清跳闸的原因并进行针对性的处理措施后才能再次送电。因此，电容器上是绝对不允许安装自动重合闸装置。电容器出现起火和喷油状况时，主要是由于其系统内、外过电压或严重故障所引起的所致，一定要在第一时间关闭设备电源，通过灭火器或干沙等措施进行灭火。

四、总结

电容器作为变电站的无功功率补偿装置，其是确保变电站的正常运行的关键因素。因此，变电站电容器的运行维护可以保证电力企业良好的生产经营现状，同时提高电力企业的市场竞争力。只有保证良好的电容器的运行状态才能真正确保电网安全和稳定。（作者单位：四川省电力公司检修公司）

参考文献：

[1] 谢芳.变电站电容器运行技术的探讨[J].中国新技术新产品，2010（09）.

[2] 刘桂华.谈变电站电容器运行维护与故障处理[J].电子制作，2013（20）.