水轮机运行规程.docx

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水轮机运行规程

水轮机运行规程

邵武市金岭发电有限公司东关水电站P1/P131

水轮机运行规程

1.主题内容与适用范围

1.1本规程规定了东关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本规程适用于东关水电站运行人员和生活管理人员，可供检修维护人员参考。

1.3下列人员应遵守本规程

1.3.1管理人员:

分管生产的公司领导、厂长及厂站安全员。

1.3.2生产人员:

值长、运行主值、运行操作员。

2.引用标准

本规程是根据机组制造厂商提供的技术资料，有关技术标准并结合本厂实际情况编写，所引用的主要标准有:

DL/T710—1999《水轮机运行规程》

DL/T507—93《水轮发电机组启动实验规程》

GB/T2900.45—1996《水轮机》

GB/T15468—1995《水轮机基本技术条件》

3.水轮机结构说明。

东关水电站水轮机是由富春江水电设备总厂生产的卧轴竖井贯流式水轮机，转轮型号为GD（F285）—WS—290,装置形式为竖井贯流式，水轮机转轮通过主轴与上游侧的增速器连接，旋转方向从上游侧观察为顺时针。

转轮采用定桨式，叶片安放角为28.5?

，水轮机和发电机转动部件分别有2个导轴承支撑，导叶为可调试，调速机构带动活动导叶转动以调节导叶开度。

3.1组成

水轮机由:

管形座装配、导水机构、调速机构装配、轴承装配、主轴密封装配、转动部分装配、转轮室和尾水管装配等部分组成。

3.2管形座

管形座分为外壳体和内壳体两大部分，通过上下两个箱形竖井组成一个整体，钢板焊接而成，管型座为机组的受力部件，能够把水推力，旋转扭矩，以及发电机短路电流引起的最大转矩传递到基础上。

3.3导水机构

竖井贯流式水轮机的导水机构为圆锥形结构，由内、外导环、16个活动导叶控制环及导叶操作机构等部件组成，导叶安装在导水机构内、外导环之间。

导水机构内、外导环由钢板焊接而成，导叶树为16个，其轴线与水轮机轴线成60?

倾角，呈锥面布置，导叶转角范围为0,77.5?

，导

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邵武市金岭发电有限公司东关水电站P2/P131叶型内、外导环提供的导轴承型式为自润轴承。

导叶采用整体铸钢，上、下两支点结构。

导叶操作机构的连杆采用球铰结构。

操作机构设计是考虑到能够承受最大的操作力矩。

当发生事故产生异常体用力是通过弯曲连杆进行自我保护为限制导叶开度，在导叶内环上装有限位块。

3.4调速机构装配

本机组调速机构采用单推拉杆结构，主要由调速器、左右耳环、调速臂、轴销、推拉杆等组成。

3.5水轮机转轮

水轮机转轮采用4个叶片组成，转轮叶片由13%铬和4%镍含量的不锈钢饶铸而成。

轮毂轮毂体体与主轴通过销钉传递扭矩。

轮毂体为铸造纲件与叶片焊接成整体转矩。

主轴由35#合钢整体锻造而成，两端的联接法兰分别与水轮机转轮和增速器相连。

3.6转轮室

转轮室和直锥管分为上下两部分组成，有螺栓和法兰联接而成，转轮室上半部分充分考虑了易于拆卸的要求，允许转轮叶片和转轮轮毂体拆卸和吊装。

为了便于机组的装拆，在肘管和尾水管装有申缩节。

3.7主轴密封装配

主轴密封采用填料密封，在不高拆除水轮机导轴承情况下可更换和调整，主轴密封由密封座、盘根密封块、小水封盖板组成。

水封装置的漏水靠其自重自动从灯泡体排出。

停机密封采用空气围带，在机组开机时围带以0.5—0.7Mpa的压缩空气，与主轴密合起到密封作用。

3.8水轮机导轴承

水导轴承采用卧轴套筒式，强制有润滑方式，其由轴承架支撑，其内表面采用巴化合金，轴承体两端装有封油盖板，润滑油质与调速器系统相同。

4.水轮机技术性质

4.1水轮机导水头

4.1.1最大水头Hmax5.6m

4.1.2额定水头He4.1m

4.1.3最小水头2.1m

4.2转速

4.2.1额定转速136.4r/min

4.2.2飞逸转速360r/min

4.3水轮机转轮直径D12900mm

34.4额定水头4.1m，发电机额定出力1730kw，水轮机过流量47.1m/s.

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5.水轮机运行规程

5.1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。

5.2机组正常运行主要保护和自动化装置，退出保护运行需由调度下令或公司分管生产副总及厂长批准，变更定值要有正式的定值更改表。

5.3机组应尽量在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，噪音超过允许值。

5.4汛期泄洪时，当机组负荷小于600kw时，将机组解列停机，其运行最低极限水头为2.1m，机组不得在2.1m以下的水头运行.

5.5为保证机组的运行工况和提高水利用率，当机组进水口拦污栅落差超过0.5m时，应联系人员对拦污栅进行清理。

5.6机组运行汇总受到较大冲击时，应对转动部分连接部分，支撑进行检查，当机组飞逸时，采用落重锤的方法迫使机组停机，停机后通知检修进行全面检查

5.7运行中轴承润滑油量及温度规定

轴承正推力反推力径向项目

油流量（L/min）30205正常油温（?

）15?

—50?

正常瓦温（?

）?

50?

故障报警瓦温（?

）60?

事故停机瓦温（?

）65?

5.9在负荷不变的情况下，机组轴承瓦温较前1小时升高2-3?

时应检查系统冷却水系统的在工作情况，并检查机组摆度，振动条有无增大，查明原因，并及时处理。

5.10轴承冷却的冷却效果可用调速冷却书的水来改变，而冷却水量最大，冷却效果仍不理想时，应待停机时清洗油冷却器。

5.11任何机组必须定期进行巡视和维护，为经值长许可，不得进行任何检修工作。

6.水轮机运行操作

6.1开机操作

6.1（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，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

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6.1.2机组的启动可用自动和手动方式，正常开机以上位机自动为主

6.1.3机组自动开机条件

a）机组在停机状态（N?

5%Ne）。

b）发电机出口开关在分闸位。

c）各轴承油位正常。

d）变速器在自动位置。

e）机组各设备与上位机通信正常且在远控状态。

f）机组无事故。

g）机组控制PLC，开机准备好灯亮。

6（1（4机组自动开机条件具备后，在中控室上位机发开机令，机组按程序自动开机。

6（1（5机组开机前，值班人员应注意检查机组各辅助设备状态是否正确、调速系统和励磁

系统是否正常。

6（1（6机组开机过程中应注意下列情况:

a）导叶动作情况。

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）润滑油系统工作情况。

6（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）调速器自动方式故障或远控系统故障。

c）机组检修试验。

d）汛期低水头且自带厂用电情况。

6（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）开启各辅助设备，确认工作正常。

C）将调速器状态开关切至手动位。

d）手动投入组合轴承油泵和径向轴承油泵。

e）手动调节导叶开度，至95%Ne后手动起励。

f）满足并网条件，并网。

g）并网完成后，将组合轴承油泵，径向轴承油泵退出。

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邵武市金岭发电有限公司东关水电站P5/P1316（1（9机组自动方式开机流程:

6.1.10开停机前后，均应对机组进行全面检查。

6（2停机操作:

6（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，自动停机时应巡视组合

轴承、径向轴承是否投入，变速器等是否动作正常，动作不良时应切手动。

6（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30%NE时，制动投入

刹车，当自动失灵时，应改为手动刹车。

制动气压0.4---0.8MPa，使机组制动。

6（2（4停机过程中遇导叶卡阻、弯曲连杆弯曲，机组无法正常停下时，应立即落进水口尾

水检修闸门迫使机组停机。

6（2（5机组停机后，应检查轴承润滑油系统，发电机泠劫系统等是否退出、制动系统是否

复位等情况。

6（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）投入组合轴承油泵、径向轴承油泵。

d）在变速器上操作机组停机。

e）转速降至30%Ne时制动投入。

f）转速至零后，退出组合轴承，径向轴承油泵。

g）关闭机组各辅助设备，查制动有无复归。

6（2（7机组自动方式停机流程:

（计算机机监控系统开机流程）

6（3机组转检修操作:

6（3（1机组的检修必须按《调度规矩》的有关款办理申请手续，再按照调度批准的时间将

机组转入检修后，应及时汇报地调。

6（3（2水轮机大修应做好如下安全措施:

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）落进水口尾水检修闸门并做好防止误开的安全措施。

c）打开机组流道，尾水管排水阀，同时启动检修排水泵抽干机坑内残水。

d）手动将导叶打开至全开位，同时关闭调速器主油阀，并做好防止误开的安全措施。

e）退出机组辅助设备。

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6（3（3设备经过检修后，值班人员应进行全面检查，并会同检修人员进行必要的启动操作，同时要求检修人员进行以下检修交待:

a）设备所修项目及检修简况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。

b）设备尚存在的问题及运行中应注意的事项。

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。

6（4机组恢复备用的操作:

6（4（1水轮机大、小修后，经公司分管领导或厂长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场地应清洁整齐。

c）检查各油箱油位正常，调速油罐适压。

d）恢复工作票中所有安全措施。

e）试验各辅机设备工作正常，各轴承油量调整至正常油量，调速器恢复正常工作状态。

6.4.1具备上述条件后，进行充水操作:

a）检查流道排水阀及尾水管排水阀确已关闭。

b）提尾水闸门向尾水管充水，检查各部是否漏水。

c）各部正常，且尾水门内外水压平衡时提起尾水门。

d）提进水闸门向流道充水，检查各部是否正常。

e）各部无漏水且水压平衡时提起进水门。

6.5机组检修后的试验:

6（5（1机组检修完成后的试验，应由厂站事先拟好启动方案和试验项目及程度，并在运行、检修等到有关人员在场时进行。

6（5（2机组检修后的首次启动应以手动方式开机，并由检修人员在机坑检修廊道等各部监听声音和测量摆度。

6（5（3若机组轴承进行过检修处理，应进行较长时间的空载运行，并密切监视瓦温变化情况，待瓦温稳定后方能进行其它试验。

6（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、异味或者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（水轮机维护与检查:

7（1运行中的机组应及时记录各轴承温度，检查油位油温、油压及泠却水压力，并按规定的时间、线路进行巡回检查。

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邵武市金岭发电有限公司东关水电站P7/P1317（2备用机组停机时间超过46小时以上时，为防止轴承油中的水分锈蚀轴瓦，应手动投入

组合轴承、径向轴承油泵运行约5分钟，阴雨天应投入机组加速器对机组进行加热以防机组回潮，

绝缘下降。

7（3水轮机各部的巡回检查项目:

7（3（1操作层的检查项目:

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《监控系统运行规程》

c）查机旁动力柜、油泵动力柜工作正常

d）查动力柜相相电压、各支路电流指示正常，无过载现象。

e）查动力刀闸接触良好，各开关投入正常，各电缆连接可靠，无过热现象。

f）查柜内各二次接线良好，无松动、过热现象。

g）查动力柜面板各电源指示灯、工作指示灯指示正常。

h）查柜内各中间继电器无跳动、热继电器无动作。

i）查制动测温柜、仪表指示正常。

j）测温装置工作正常，机组各轴承瓦温、发电机冷热风温及定子温度均在允许范围。

k）查制动装置进气压正常，在自动工作状态，各管路阀门置正确，无漏气现象。

l）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。

m）查柜后各电源开关投入正常，各接线良好，无松动地热现象。

7（3（2发电机机坑检查项目:

a）发电机出线电缆联接可靠、无过热、放电现象。

b）机坑内干燥、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）具齿盘测速装置工作正常，接线良好，。

e）组合轴承回油箱、水导轴承回油管油流量计显示值正常。

f）各油、水、气管路及阀门无渗漏。

g）查各轴承测温引线接线良好。

h）转子接地保护碳刷与大轴接触良好，无电火花。

i）查机坑内各部件之间连接紧固，无松动、脱焊现象。

7（3（3检修廊道检查项目:

a）导叶接力器动作正常，无抽动现象，推拉杆背帽无松动，结合面及管路地渗漏。

b）导叶反馈钢丝绳无脱槽继线现象。

c）导叶连杆连接正常，连杆背帽无松动。

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d）导叶弯曲连杆信号装置接线良好。

e）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。

f）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。

g）稀油站油温正常，当油温小于20?

时投入油加热器，同时关冷却水，油温大于35?

时，退出加热器，投入油冷却器。

h）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。

i）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。

8（水轮机故障处理

当机组发生故障时，中控室报警，上位机信息

栏显示“XX故障”同时故障项目变红灯，值班人员应立即查明原因并及时处理。

8.1水机故障信号有

8.2风机，冷却水系统故障

8（2（1原因:

空冷风机故障、冷却水系统故障

8（2（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;在此其间应时刻监视油温、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，应检查风机是否停动并查明原因，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，应检查空冷器是否停动，水系统阀门位置是否正确，若空冷器停运，应检查冷却水是否进入，阀门位置是否正确。

8（3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）若温度稳定在一事实上值，应检查是否情况不佳引起，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。

8（4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，应检查发电机空冷器运行是否正常，出水阀是否误关。

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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。

8（5导叶弯曲连杆故障处理

a）机组在发电情况下:

检查哪一个弯曲连杆剪断，应联系地调停机处理。

b）停机过程中连杆剪断，此时可将调速器切手动，缓慢将导叶关闭停机，此时应注意组合轴承油泵、径向轴承油泵应在运行，转速降至30%NE时应手动刹车。

以上处理仍无效，则应落进水口检修闸门停机，通知检修人员再进行相应处理。

8.6稀油站增速齿轮箱油温异常升高

（a）若为增速齿轮箱油温升高信号，应与巡检温度及历史数据相比较，判断出齿轮箱油位是否确实偏高。

（b）密切监视起变化情况，若温度在均匀地继续上升，这时应检查齿轮箱进出油管阀门是否误关，稀油站油冷却器是否动作正常，进油管过滤器是否堵塞。

并及时联系检修进行处理，处理仍无效应联系地调停机再进行处理。

（c）若温度稳定在一定值，应检查齿轮箱进油量是否足够，同时还应检查温度的真实情况和温度计是否正常。

9.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。

9.1机组发生事故时，值班人员应根据下列原则立即进行处理:

9（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。

9（1（2维持正常设备及厂用电的安全运行，防止事故扩大。

9（1（3有备用机组时，应联系调度开启备用机组。

9（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。

9.2机组事故保护

9.2.1事故停机

a）轴承温度过高

b）电气事故

c）调速器事故低油压

d）手动事故停机

机组事故停机动作于跳出口开关，事故停机电磁阀动作关导叶

9.2.2紧急停机

a）事故停机中弯曲连杆弯曲

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邵武市金岭发电有限公司东关水电站P10/P131b）手动紧急停机

c）机组过速140%Ne

d）机组过速至105主%Ne主配压阀拒动

紧急事故停机除按事故停机流程停机外，还动作于重锤关机

9.3机组运行中遇下列情况之一时，应按紧急停机按钮停机，

a）确系发电机着火或冒烟

b）励磁变灭磁开关处冒烟

c）空冷器漏水，机坑内漏水严重

d）机组瓦温迅速上升，达事故保护值未动作

e）机组转动部分发出持续明显金属撞击声时

f）发生其它严重威胁设备和人身安全的现象时

9.4轴承瓦温过高事故处理

9.4.1现象:

中控室语音报警音响，上位机信号栏显示“x号机组轴承温度过高”，机组负

荷甩至零，出口开关跳闸，机组事故停机

9.4.2处理

a）若温度确已达到事故保护值，计算机应动作事故停机，若不动作应立即按下紧急停机按钮

作用于重锤关机，此时应监视机组停机刹车动作过程，组合轴承和径向轴承是否动作投入，b）查确哪一个轴承温度过高，记录轴承所有温度

c）比较事故点温度计显示的温度与其他测点温度，判断是否为表计误动。

d）通知检修维护人员检查温度计及测温回路是否正常，并将事故情况汇报有关领导e）若判定为表计误动所至，经检查设备正常后重新并入系统运行

9.5调速器事故低油压

9.5.1现象:

中控室语音报警音响，上位机信息栏“x号机调速器事故低油压”机组甩负荷

至零，跳发电机出口开关，机组事故停机，油压低于9.8MPa以下。

9.5.2处理

a）监视机组停机制动过程，自动工作不良时应切手动进行操作。

b）检查调速器油箱油位是否过低，并及时通知维护人员加油处理。

c）若主备泵均未启动，应检查调速器系统管路是否破裂跑油或油压系统内部大量串油。

d）若主备泵均未启动，应检查油泵电源是否消失，空开跑闸，热继电器粘死，没法恢复油

泵电源。

e）若油罐压力正常，则应检查保护是否误动。

f）事故停机过程中应注意观察调速器油箱油位变化情况。

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g）故障排除后，油压装置工作正常，机组恢复运行。

9.6机组过速事故

9.6.1现象:

中控室语音报警音响，上位机信息栏显示“,号机组过速”机组140%Ne过速，机组事故停机甩负荷，机组发出异声。

9.6.2处理

a）若保护正常动作应密切监视机组停机制动过程，自动工作不良时应切手动运行。

b）若保护未动作时，应立即按紧急停机制动按钮重锤关机，并密切监视停机过程的动作情况，事故停机过程，应特别注意调速器油箱的油位变化情况。

c）若调速器自动动作失灵，应切手动关闭导叶。

d）通知检修维护人员检查转速信号装置是否正常。

e）机组过速后应做好安全措施，对转动部分进行全面检查，检查无异常及调速器均正常后，经公司分管生产副总或厂长同意后方可恢复机组运行。

附录1:

水轮机型号及规格

名称单位规格名称单位规格

型号GD（F285-WS-290额定转速r/min136（4

转速

额定水头时出力MW1（73飞逸转速r/min360出

力最小水头时出力MW0（72正向最大推力KN300水额定水头m4（1反向最大推力KN700

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头加权平均水头m转轮直径m2（9

最大水头m5（6浆叶个数个4

最小水头m2（1导叶个数个16

额定流量M3/S47（1比转速m（KW972额定点效率%91（5安装高层m181（30

吸出高度M旋转方向从上游往下看顺时针

附录2:

水轮机剖面图（见后页）

附加说明:

本标准主要起草人:

本标准审核人:

本标准批准人:

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发电机运行规程

1.主要内容与适用范围

1.1本规程规定了东关电站发电机的运行定额，操作维护及故障事故处理

1.2本规程适用于东关电站运行人员和生产管理人员对发电机的运行管理，也可供发电机维护检修人员参考。

2.引用标准

本规程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运行实际情况编写，引用标准有:

DL/T715—2001《水轮发电机运行规程》

DL/T507—93《水轮发电机运行规程》

3.发电机概述

3.1总体结构

3.1.1竖井贯流式发电机机组轴线呈水平状态,整个机组置于发电机竖井内。

3.1.2发电机采用二点支撑卧轴直联,密闭循环空气冷却的形式,可保证机组运行的可靠性。

3.1.3发电机主要由定子、转子、径向轴承,通风冷却系统,自动化系统及