水轮发电机组运行

2024-05-07

水轮发电机组运行（通用6篇）

篇1：水轮发电机组运行

第十章水轮发电机组的异常运行

第一节

水轮机的常见故障与事故处理

水轮机运行中难免会发生各种各样的异常情况,同一异常现象可能有不同的产生原因,因此,在分析故障现象时,要根据仪表指示,机组运转声响,振动,温度等现象,结合事故预兆,常规处理经验进行分析判断,必要时采用拆卸部件解体检查等方法和手段,从根本上消除设备故障.一

水轮机出率下降

水轮机导叶开度不变的情况下,机组出率下降明显,造成水轮机出率下降的常见原因有;(1)上游水位下降,渠道来水量急剧减少.(2)前池进水口栏污栅杂草严重阻塞.(3)电站尾水位抬高.(4)水轮机导叶剪断销断裂,个别导叶处于自由开度状态.(5)水轮机导水机构有杂物被卡住,冲击式机组的喷嘴堵塞.(6)冲击式机组折向器阻挡水流.针对上述原因进行相应的检查处理

(1)若水库水位下降,有效水头减小,则水轮机效率降低,机组出力下降.水库水位过低,应停止发电运行,积蓄水量,抬高水位后再发电.渠道来水量急剧减少,或上游电站已经停机,渠道发生事故断流,应停机后检查处理.(2)要及时清理栏污栅杂草,防止杂草阻塞以致影响水轮机出力.(3)检查尾水渠道有否被堵塞,是否强降雨造成河道水位抬高.(4)详细检查水轮机导叶拐臂的转动角度是否一致,发现个别导叶角度

不一致时停机处理.(5)检查水轮机内部噪声情况,做全开,全关动作,排除杂物.必要时拆卸

水轮机尾水管或打开进人孔进入蜗壳,取出杂物.(6)检查冲击式机组折向器位置,如其阻挡水流,须调整折向器角度.水轮机出力下降,往往会出现异常声响和振动,蜗壳压力表指示下降或大

幅度波动等现象,要根据情况进行分析和判断处理.二

水轮机振动

水轮机运行过程中振动过大会影响机组正常运行,轻则机组运行不稳定, 出力波动大,轴承温度高,机组运转噪声大,而其机组并网困难;重则引起机组固定部件(地角螺栓)损坏,尾水管金属焊接部件发生裂纹,轴承温度过高而无法连续运行.应针对不同情况,查清机组振动原因,采取对应措施,恢复机组正常运转.水轮机振动通常是由机械安装和水力平衡两方面原因引起的.(一)机械安装方面

(1)由于主轴弯曲变形,机组主轴同心度不好,主轴法兰连接不紧,轴承调

整不良,间隙过大等原因,开机后会引起大的振动.这属于机组检修质量不合格的问题,必须拆卸机组部件重新检测安装.(2)机组转动部件间隙过小,摆度大会引起局部摩擦,从而会产生机组振

动并伴随声响.此时,摩擦部位温度较高,必须重新调整处理.(3)机组转动部分重量不平衡,机组振动情况与转速高低有关,与负荷大

小无多大关系.这通常是属于转轮补焊后,叶片重量不等,叶片局部变形严重的问题,必须拆卸机组转轮进行动平衡检查及叶片形状测量比较修正,消除机组振动.(二)水力平衡(1)尾水管中水流漩涡引起水轮机振动,此时机组振动大小与负荷有关, 机组负荷小时容易引发振动,且机组噪声明显增大.通常采取避开此运行工况区域,或在尾水管中安装补气管进行补气的方法,减轻或消除漩涡引起的机组振动.(2)冲击式机组,当尾水位上涨时,尾水回溅到转轮的水斗上,扰乱喷针射流的正常工作,会引起机组振动的增加;正常情况,冲击式机组的尾水位与转轮有一定的距离,尾水为无压流动,但有时尾水管补气孔过小或堵塞,尾水管真空度增加,尾水位抬高,甚至淹没转轮,则发生强烈振动,机组出力大幅下降.(3)混流式机组转轮叶片间被杂物卡住,导叶被杂物卡住,导叶销断裂, 单只导叶自由活动,造成水流不平衡,此时机组声响异常,出力下降,必须仔细检查,根据原因进行处理,必要时拆卸尾水管取出杂物.三

水轮机轴承温度过高

轴承温度过高,会影响机组正常运行.温度过高的主要原因有;(1)机组振动较大,主轴摆度大,轴承受力增大.(2)轴承油位过低,润滑油型号不对,润滑不良.(3)轴承冷却器堵塞,冷却水中断,冷却条件不良.(4)轴承间隙过小,巴氏合金瓦点子大,轴承摩擦损耗增大.(5)轴承冷却器漏水,顶盖排水不畅引起轴承进水,润滑油劣化.处理方法;根据故障原因分别进行处理,机组振动大要设法消除,轴承间隙小要调整,瓦面点子大要修括,润滑油方面问题要根据原因进行处理.四

水轮机主要零部件的机械磨损

由于水质不良,检修周期过长,水轮机主要零部件经常会发生机械磨损,从而会影响机组的正常运行.常见机械磨损有;(1)橡胶瓦轴承,当发生缺水干摩擦时,即使时间较短,也会使橡胶轴瓦的温度急剧升高,加速轴瓦与轴颈的磨损,因此,橡胶轴承应加强冷却水的监视,防止缺水运行.(2)导叶机构的部件磨损,常发生在转动部件的接触部位,即导叶轴劲处, 因水质差,水中沙粒落入轴劲内引起磨损增加,检修周期过长,磨损加剧.导叶机构磨损,漏水量加大,会影响水轮机关机,造成刹车困难.(3)水轮机轴的磨损主要发生在有盘根的地方,盘根质量不佳,盘根压板过紧,水质差,沙粒进入盘根处等原因均会增加轴颈的磨损,多年使用不处理,会影响主轴密封效果.第二节

水轮发电机的异常运行与事故处理

由于受外界因素(电网)的影响和发电机自身的原因,发电机在运行中可能

会发生各种异常现象.当发电机发生异常现象时,有关表记的指示会明确反映, 同时保护据继电器动作,断路器跳闸,水电阻接触器自动投入,调速器自动关机, 发出故障音响及灯光信号.此时,运行人员应根据故障瞬间仪表指示,保护信号指示,开关和设备的动作情况,现场设备的其他情况,判断故障的性质和部位,沉着,迅速,正确的排除故障,不使故障扩大产生严重后果.一

发电机过负荷

小型发电机在并入大电网运行时一般不会出现过负荷现象(除人为因素外),可能出现过负荷的情况有;(1)电网高压线路某处发生事故,线路电压大幅下降.(2)机组运行于独立小电网时,供电负荷过大;机组并网运行于用户线路,由于该线路突然停电,用户的负荷接近于机组供电负荷,因而会出现并网过负荷运行.水轮发电机组在正常运行时不允许过负荷.运行规程规定,事故情况下发电机可以承受短时过负荷.因发电机对温升和绝缘材料的耐温能力有一定的裕度,故短时间过负荷对绝缘材料的寿命影响不大.绕组绝缘老化有一个过程,绝缘材料变脆,介质损坏增大,耐受击穿电压强度降低等都需要有一个高温作用的时间.高温作用时间愈短,绝缘材料的损害程度愈轻.发电机短时间过负荷的电流允许值执行制造厂的规定.若制造厂没有规

定,则小型发电机可参照规程执行.事故或特殊情况需要发电机组过负荷运行,当发电机定子电流超过允许值时,电气值班人员应首先检查发电机的功率和电压,并注意定子电流超过允许值所经历的时间,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,若此方法不奏效,则必须降低发电机的有功负荷或切断一部分负荷,使定子电流降到许可值.若正常运行中的发电机定子出口风温已经达到75摄氏度,转子绕组励磁电流,电压达到或超过额定值,则没有紧急特殊情况,机组不应再执行过负荷运行规定,应立即解列停机,待电网线路恢复正常后再进行并网运行,以确保机组自身安全.二

发电机三相定子电流不平衡

引起三相定子电流不平衡的原因有;(1)检查发电机各部温度,是否存在局部过热现象.发电机内部绕组可能

存在匝间短路故障.(2)检查励磁分流电抗器绕组的颜色和温度,是否存在一相绕组发热,绝

缘烧坏引起严重匝间短路,引起三相定子电流不平衡.(3)检查励磁系统各整流管散热器的温度情况.个别整流管突然烧坏,此

时励磁电流比正常值小很多,温度较低的整流管可能已烧坏.(4)检查断路器,主变压器高低压侧的连接头是否有发热现象,因为在接

触电阻不稳定时会伴随电流波动.(5)系统单相事故,造成单相负荷特别大.根据不同原因,停机后进行仔细检查并分别进行处理.如果在发电机运行

中发现定子有一相电流已经超过额定值,应迅速调整(降低)励磁电流.必要时可同时采用降低机组有功功率的方法,将发电机定子电流降低到额定电流以下,以确保机组安全运行.三

机组启动后不能建压

机组正常启动,导叶开度已经在空载位置,机组转速上升(声响达到正常值), 发电机电压表无指示,励磁电流表无指示,则发电机不能建压.发电机不能建压的原因有;(1)发电机转子剩磁消失或剩磁电压过低.(2)整流原件损坏(开路或击穿).(3)分流晶闸管的调整电阻位置不正确,或晶闸管已击穿.(4)励磁回路接触不良,如电刷被卡住,滑环表面接触不良.(5)机组转速太低,不能自励建压.(6)励磁引出线接线接反,剩磁方向相反.(7)晶闸管和触发电路故障,保护熔断器烧坏.(8)起励接触器触点接触不良.若发电机转子剩磁太小,则检查机组导叶开度,提高机组转速,然后用6V干

电池短时搭接在L1(+),L2(－)两接线端子上,发电机起励,定子电压上升后,迅速脱开干电池,防止发生意外.如果仍然不能建压,必须仔细检查励磁接线,拆开元件,分段分部件检查各整流管,电刷滑环,转子绕组,励磁绕组,晶闸管及触发控制板,起励接触器等,发现问题,逐个排除.四

发电机运行中欠励磁或失磁.发电机运行中,晶闸管损坏,突然二相运行,使发电机的励磁电流大幅度减少, 甚至使发电机进相运行,这种现象称为发电机的欠励磁.发电机转子励磁回路断线, 晶闸管励磁开关误跳闸或励磁二相以上整流管损坏,会使发电机失去励磁电流而造成失磁.发电机欠励磁运行,用钳形电流表检查励磁回路三相电流,发现是励磁少一相工作,这时应降低有功负荷,解列停机后进行检查处理.并网运行的发电机失磁后的现象,励磁电流表指示将为零;发电机定子电压表指示下降,定子电流异常增大,过负荷保护动作发信号;此时发电机转速略有升高, 功率因数表进相,无功电能表倒转.发电机失磁后,发电机同步运行变为异步运行,发电机向电网吸收大量无功功率.处理方法;(1)值班人员应降低有功功率,以便降低定子电流;(2)手动增加励磁电流或合上励磁开关(励磁分闸时)恢复励磁电流;(3)如仍无效果,说明励磁转子绕组回路有断路故障,应立即解列停机检查

处理.五

发电机振荡和失步

当系统中发生短路或附近电网中有大容量的设备投切是,系统的静态和动态稳定将被破坏,从而会使发电机的驱动力矩与阻力矩失去相对稳定,可能会引起定子电流和功率的振荡,振荡严重时,会使发电机失去同步运行.此时,发电机将不能保持正常运行.(一)发电机振荡

小型水电站发电机出现振荡,通常是由发电机励磁系统反应灵敏引起的.电网

电压稍有变化,发电机励磁自动调整,往往是由于附近有相同特性的水轮发电机组相互抢无功引起的.特别是两台电抗分流励磁的机组并联运行时,调整不当会引起机组振荡.对并网机组的解决办法是:(1)增加调差率,使发电机无功有差调整,防止出现抢无功现象.(2)减少分流电抗器匝数,即减小励磁分流比例,使机组励磁系统对负荷的反

应灵敏度减弱,减少参与电网的无功自动调整比例.(3)若是两台容量和特性相同机组并联运行引起的,则将励磁输出通过开关

并接,使两台机组励磁电流相等,防止无功分配不均匀.这种方法虽然有效,但操作不安全 ,故实际很少采用.(二)发电机失步

当发电机振荡后失去同步运行时,仪表指示摆动更加剧烈;

(1)三相定子电流表大幅度摆动,冲撞两边针档..(2)有功功率表,励磁电流表大幅摆动,定子电压表下降且摆动

(3)机组转速时高时低,伴随有节奏的轰鸣声音.(4)晶闸管励磁的发电机强励装置间歇动作.解决办法;(1)增加发电机的励磁电流以增加同步时电磁转矩,使机组在达到平衡点

附近时拉入同步运行.(2)

减少水轮机导叶开度以减少有功输出功率,降低功率表摆动幅度,创超

有利条件让发电机恢复同步运行,(3)若上述方法仍不能稳定运行,则将发电机从系统解列.六

机组飞逸事故

当系统发生事故致使发电机突然甩去全部负荷时,调速器操作不及时或操动

机构故障,机构被卡住,耗能电阻回路又不能及时投入等原因会导致机组转速快速升高超过额定值,机组声音呈高速声响,即出现飞车现象.(一)现象

机组出现飞车时,转动部分的离心力急剧增加,机组摆度和振动增大,可能引起

转动部分摩擦.各轴承温度升高,严重是振动造成机组固定螺栓松动,轴承损坏.(二)处理方法;

(1)迅速将断路器手动分闸,关闭水轮机导叶,投入耗能电阻.(2)处理无效时立即关闭进水管主阀门,切断水流.(3)当机组转速下降到30%--40%时,操作制动闸刹车停机.停机后进行全面检查,飞车不严重,经检查没有发现问题,即可开机低速转动.运转检查无问题.缓慢提高机组转速.如轴承温度正常,可进行升压.机组飞车时间较长,飞车较为严重的,要全面仔细的进行检查,必要是拆卸部件进行检查,发现可疑问题必须进行处理.(三)预防措施

正常情况,发电机突然甩去全部负荷,机组过电压保护动作,断路器跳闸,调速

器自动关闭导叶,耗能电阻接触器自动投入,机组转速轻微上升后即开始下降,直到刹车停机.因此,必须经常检查调速器,继电保护动作是否正常,耗能电阻接触器回路工作是否正常;当水轮机导叶机构被卡无法关闭时,必须手动紧急关闭进水阀门,切断水流停机.飞逸转速由水轮机制造厂提供.混流式.轴流式机组的飞逸转速为额定转速的 1.8倍—2倍;冲击式机组较高,飞逸转速为额定转速的2倍—2.5倍.水轮发电机组在厂家规定的飞逸转速下允许运转2min,发电机转子不应损坏,水轮机部件也应正常.

篇2：水轮发电机组运行

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：水轮发电机组运行与维护要点分析

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中简要列出。

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, 要根据机组在系统中的地位及担任负荷的性质来确定。

机组单机带孤立负荷运行, 则孤立小系统的所有负荷都由一台机组承担。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。

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, 要严格按着额定负荷的25%、50%、75%、100%的顺序由小到大逐级进行。只有当小负荷b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。

用负荷试验后, 要对机组进行全面的检查, 如果一切均为正常, 即可进行带额定负荷72h试运行, 然后才能转入正常使用。

2 水轮发电机组运行的常见问题

2.1 定子绕组运行温度监测

定子绕组的运行温度是由制造厂在槽内装设的电阻型测温计进行监测。通过在特制的试验线棒内埋设大量热电偶 (引线自两端并头套处引出) , 在额定工况下进行温度实测, 发现绕组最热点铜温比槽内线棒间测温计测值要高30℃~40℃。

2.2 定子绕组绝缘老化

定子绕组绝缘在运行中承受热老化、机械老化和电老化, 三者相互影响加速老化进程, 应引起足够重视。对热老化, 主要是监测运行温度, 使最热点温度不超过该级绝缘的允许温度。对机械老化, 主要是加强端部和槽部的机械固定, 以减少其电磁振动, 防止绝缘磨损和松散。近年来, 在端部应用环氧适形材料加垫并用少量定向玻璃丝带绑扎;在槽部用半导体适形毛毡垫条, 用双向斜槽楔打紧等, 绕组的固定有很大改善, 但运行10多年后, 槽楔仍然会松动, 必须重新打紧。对电老化, 在绝缘的外表面是完善端部和槽部的防晕结构, 在绝缘的内部要消除空气隙。

2.3 定子绕组绝缘污秽

目前, 大部分水轮发电机内部积灰和油污都比较严重, 不但影响绕组和铁芯的散热, 而且会引起绕组端部局部过热, 爬电、甚至着火。检修中除用压缩空气吹扫外, 还要用毛刷和白布沾溶剂进行清查。若用汽油为溶剂, 则应注意防火;若用不可燃的四氯化碳为溶剂, 则应设法通风, 防止中毒。最根本的措施是提高制造质量或在检修中加以改进, 杜绝灰尘和油对电机的污染。

2.4 定子绕组单相接地保护

根据发电机运行规程, 在运行中发生定子绕组单相接地故障时, 操作人员要查明故障点。若故障点在机外, 应迅速将其消除, 允许运行一段时间, 但最多不超过2h;若故障点在机内应迅速减负荷停机。实际运行中, 曾经发生过多次单相接地故障迅速扩展为匝问和相间短路, 使电机遭到严重的损坏。

2.5 激磁回路的绝缘和灭磁开关

运行中, 由于磁极线圈振动磨卡其对地绝缘、线圈内部积灰、线圈引出线及接头变形位移以及集电环脏污等, 都会引起激磁回路绝缘下降, 在灭磁开关跳开产生过电压的作用下击穿。有时, 灭磁开关本身也发生飞弧接地。曾经多次在定子绕组相间和匝间短路跳闸切灭磁开关时, 发生激磁回路两点及多点接地, 产生一些严重的后果。

2.6 发电机灭火装置

国内水电站一般多用水灭火。灭火装置都是手动操作的。在发电机事故跳闸后, 运行人员发现发电机着火苗头 (冒烟、焦糊味) 应立即进行灭火操作。先手动关闭灭火装置的渗漏排水阀, 再打开供水阀, 启动消防泵 (低水头电站水压不足) 关闭发电机的孔盖和门 (如热风采暖的盖板) 。给水延续到发电机下部盖板已经漏水为止。运行人员戴防毒面具从下部支架进入机内检查是否还有火苗, 确定是否再次给水灭火, 整个灭火操作过程比较慢, 而且供水阀和排水阀在平时不便试验, 届时能否操作灵便也无把握。

3 水轮发电机组的维护要点分析

水轮发电机组的日常维护主要包括正常运行时的定时记录和巡回检查以及停机保养等几个方面的内容。

3.1 定时记录和巡回检查

定时记录和巡回检查是H常维护中的重要内容, 其内容包括。

(1) 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。

(2) 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。

(3) 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。

(4) 检查发电机有无异常气味 (如焦臭味) , 振动、摆度是否过大。

(5) 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, 对未设测温装鼹的发电机 (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。

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

3.2 日常清扫

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, 应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。

3.3 用油管理

在小型水电站中, 用油问题比较突出。第一, 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;第二, 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。

4 结语

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, 只有做到使用正确维护及时, 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：本文介绍了水轮发电机组的运行方式, 分析了水轮发电机组运行的常见问题, 提出了具体的运行和维护的要点, 供大家参考。

篇4：水轮发电机组运行

[关键词]水轮发电机组；技术改造；运行方式；研究

1、概述

水电站技术改造中最重要的内容是水轮发电机组的技术改造。不少水电站除转轮需更换外，水轮机运行情况良好，可超出力运行的情况较多。而发电机老化严重，不能满足水机的超出力运行。这是因为早年生产的水轮发电机受当时的设计水平、材料质量、生产技术和制造工艺的限制，造成初装缺陷，又经多年运行，使发电机绝缘老化，线圈松动，铁损增加，运行噪音大，温升高，效率低。在一些小水电站中，对这类旧发电机的技术改造潜力很大。另一方面，随着近年来科技的发展，发电机的设计、制造水平有了很大的提高，新材料、新工艺的应用日益广泛，因此对水轮发电机进行技术更新、挖潜改造、扩机增容是不难实现的。

2、技术改造的必要性及要遵循的原则

现代科技的不断进步为水电站的技术改造创造了条件。对老水电站的技术改造可以收到投资少、收益大、施工期短、投资回报快的效果。众所周知，早期小型水电站的机组选型一般只按当时所颁布的系列型谱选择水轮机型号和标准直径，造成机组实际运行参数与设计参数不符，使机组长期达不到额定出力或偏离最优工况运行。据调查，有些小型水电站选择的设计工况偏离运行最优工况甚远，造成水能资源的浪费；有的电站由于运行年久，设备老化严重，致使出力下降；有的因选用的设备制造质量差或有严重缺陷，还存在安全运行可靠性差的问题；加上管理水平不高，使机组长期带病运行，从而加速了设备的损坏，这也是小型水电站存在的通病，而所有这些因素都使更新改造成为当务之急。然而技改的成功实施必须遵循从实际出发，根据原有工程状况，充分做好技改的技术经济论证，力求技术先进、经济合理，尽量采用新技术、新工艺、新设备，慎重选择设备制造商等原则，以保证设备质量的先进性和可靠性。同时，工程的更新改造必须符合相关规程规范，并严格执行审报手续和竣工验收的有关程序。另外，投资回报年限也是技改成功与否的重要指标之一，一般小型水电站的投资回报年限以3年左右为好。

3、改造中应注意的问题

改造前应做好可行性分析报告。通过对多年水文资料和电站运行工况分析，请发电设备生产厂专业技术人员利用计算机将各水头水能效益进行综合分析和对发电机电磁参数进行优化计算，列出改造方案比较表，然后邀请有关专家，起到了少花钱办好事的效果。对于水机转轮更换及发电机定，转子线圈更新同样应做好改造可行性分析。同时为验证改造后机组性能，有必要进行导叶开度与发电机出力对比试验；发电机定，转子温升试验。最好做一下机组效率试验，以验证改造的效果，并将试验结果存档。

4、水电水轮发电机的改造措施

水电水轮发电机技术改造的主要措施有以下几条：

1)更新定、转子绕组的绝缘。早期生产的水轮发电机绝缘材料多采用沥青云母材料，属于B级绝缘。改造中采用F级的环氧粉云母材料和F级的绝缘工艺，可提高发电机的耐电压性能和耐温性能，并减小绝缘材料的单面厚度。采用先进的浸漆、烘焙工艺，填充线圈间及线圈与铁心的空隙，可增加电机的绝缘、散热效果，降低温升。因为发电机质量的好坏、寿命的长短就在于绝缘材料，所以改进绝缘结构是发电机技术改造中最有效的方法。按《水轮发电机基本技术条件》规定，F级绝缘的最高允许温度，定子绕组为140℃，转子绕组为150℃。

2)在发电机绝缘水平提高、绝缘减薄的基础上，可增加定子绕组铜线的截面，提高线圈的槽满率，由此可增大电机的线负荷，提高发电机输出功率，达到增容的目的。同时也可降低绕组的电流密度，使铜耗减小，温升下降。更新线圈可采用先进工艺，如天津发电设备厂的“无间隙嵌线”专利新技术和线圈连焊新工艺；定子线圈制作采用二次热压二次整形工艺，使线圈导线排列整齐、匝间粘结牢固，线圈形状一致性好；定子线圈端部可采用目前大电机上采用的绑扎材料绑扎，可保证绑扎牢固、通风好、不易老化。转子绕组可加装散热匝；转子线圈对地绝缘采用上下端面900翻边结构，可有效阻止发电机长期运行中灰尘、油污进入磁极铁心与线圈之间，并提高对地耐压能力。

3)定子铁心采用高质量的导磁材料，如低损耗、高导磁冷轧无取向硅钢片，提高迭装系数，可减小定子铁心损耗，提高发电机运行效率。

4)改进发电机通风结构。采用3维温度场的科研成果设计发电机的散热，根据不同季节、发电机的不同出力情况、风温的高低，调节发电机风量；降低热风温度，减小风摩损耗，提高发电机的出力和使用寿命。

5)采用电子计算机优化设计。利用计算机设计软件进行电磁计算，确定最佳技改方案，设计发电机的电磁性能，选择最合理的结构尺寸。

5、水轮发电机组的运行方式

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中简要列出。

5.1 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，应按运行操作規程进行，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b值，要根据机组在系统中的地位及担任负荷的性质来确定。中小机组并入大电网都担任基荷，其调速器的b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b=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b调成很小值甚至为零，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b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一台机组承担。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。

5.2 试运行机组带负荷试验

试运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，要严格按着额定负荷的25％、50％、75％、100％的顺序由小到大逐级进行。只有当小负荷b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。

6、结论

水轮发电机组是整个电站的主要设备之一，做好水轮发电机组的改造，将提高水轮机的运行效率，增加年发电量，同时为国家提供更多的电力能源，减少二氧化碳排放，因此应该重视水轮发电机组的改造及安全运行。