水轮发电机组的试运行.ppt

主题：水轮发电机组的试运行目的：通过本次课形成水轮发电机组运行的整体观念，掌握试运行的方法重点：试运行的项目与方法难点：开展试运行的方法教学内容：教材§4-1，§4-2第八次课 第四章水轮发电机组的运行第一节概述调节电压和无功。可自动调节和手动调节自动开、停机调节有功和频率。可自动调节和手动调节 第二节水轮发电机组试运行一、水轮发电机组试运行前的检查二、机组充水试验三、水轮发电机组空载试运行四、发电机对主变压器和高压配电装置零起升压试验和电力系统对主变压器全压冲击合闸试验五、水轮发电机组并列及带负荷试验六、水轮发电机组甩负荷试验七、水轮发电机组连续带负荷试验习题：4-4，4-5 （一）过水系统的检查（二）水轮机检查（三）调速器及其设备检查（四）蝴蝶阀操作柜及压力油系统的检查（五）发电机、励磁机、永磁机的检查（1）引水进水口栏污栅清洁干净。（2）引水进水口闸门操作自如，并处于关闭落锁状态。（3）从引水进口到尾水管尾水门的全部过流道清理完毕。（4）引水道的通流的闷头、人孔门及阀门已现场确认关闭好。（5）尾水闸门操作检查正常。（6）水轮机前的蝶阀调试操作正常，检查无漏水现象，检查事故关蝶阀正常。（7）确认蜗壳、转轮室、尾水管已清理干净，固定转轮的楔子、吊装工具、临时支架等已拆除。（8）蜗壳排水阀、钢管排水阀确认处于关闭状态。（1）水轮机及附件已全部安装完毕，施工测量记录完整，上下止漏环间隙合格；发电机盘车的摆度值合格，并经总工程师确认。（2）真空破坏阀、空气吸力阀已竣工，并调试合格。（3）顶盖排水装置检验合格，水流畅通。（4）调相补气系统正常。（5）轴承安装检验合格，数据记录齐全。（6）导水机构安装完工合格，并处于关位，接力器锁定已投入，导水叶的最大开度及接力器行程已测量合格，关闭后的严密性及压紧行程等符合设计要求，测试记录完整。（7）各接地部分已连接好。（8）润滑油合格。（9）各流量计、压力表、示流计、摆度和振动传感器及各种变送器已安装合格，管道附件良好。（10）各油水器、管道颜色及标示符合规定，阀门编号符合规定。（11）属自动控制二次部分的压力、温度等整定值正确。（1）调速器整体及管道和油压装置安装完好，调试合格，空载扰动试验的参数调整符合国家标准。（2）调节保证计算经总工程师审定，确定关闭时间，并整定好。（3）调速器仪表指针正常及红黑针位置全部在零位。（4）油压装置手动和自动起动正常，压力继电器整定正确，高压补气装置阀门位置正确。（5）调速器系统联动的手动操作的开和关位正常。并检查调速器、接力器及导水机构联动的动作灵活性、平稳性，并检查导叶开度、接力器行程和调速器柜内的导叶开度指示器三者的一致性。（6）用紧急停机关闭方法检查导叶全开到全关的时间，并核对调保计算数据。（7）对调速器自动操作系统进行模拟操作，检查手动及自动开机和事故停机时各部件的正确性。（8）检查全部管道有无渗漏油的情况。1）确认蝶阀手动和自动开启、关闭模拟试验全部合格。2）蝶阀油压装置油压泵起动正常，油压正常。3）油泵起动放“自动”位置。4）蝶阀控制柜电磁阀位置正确，无异常情况。5）充气气压表、油压表指示正确。6）人工锁锭开阀前已拔出。7）管路无漏油现象。（1）发电机安装后，内部清理完毕检查，定转子，气隙等数据合格，确认无杂物。（2）机组电气试验全部合格，并经总工程师核准。（3）各轴承油质、油位正常。（4）冷却水管路正常，无渗漏现象。（5）推力轴承的顶转子及装置使用正常，阀门位置正常。（6）刹车装置试用合格。（7）发电机内灭火水管路检查试验合格，有专人确认。（8）发电机转子、集电环、碳刷试验检查合格。（9）励磁机气隙合格；引出引入线极性正确，检查无误或励磁变压器检查正常。（10）永磁机接线正确，气隙合格，并查看特性试验结果合格。（11）测量工作状态的各表计检验合格。（12）水轮机及发电机各自动控制保护屏上的定值、核对正确，控制开关位置正确，并有继电二次部门专责人员随同检查确认。 （一）充水试验准备工作（二）发电引水管充水（三）蜗壳充水（1）经试运现场主管确认，运行前的各项检查已经完毕。（2）再次确认大坝进水总闸门和工作门处于关闭状态；进水蝴蝶阀（主阀）处于关闭状态；调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已经落锁。（3）开启尾水门，向尾水管充水，检查顶盖、导水机构、尾水人孔门等是否漏水。（1）充水前应检查，观察引水管总闸门的漏水情况，并处理好。（2）在专人监护下，先慢慢开启总闸门内的专用充水小阀门，禁止先突然开启大闸门，以防止引水管内气压过大引起放爆事故。（3）记录引水管内充满水后的平压时间。（4）平压后，才能开启大闸门，并在静水中重新开启试验，并记录开启时间，然后搁置牢固。（5）引水管充满水后检查引水管水压读数，检查伸缩节、人孔门、通气孔情况。（6）全部充满水后，检查正常，并报告运行主管确认。（1）按现场规程，第一次手动操作，写好操作票，打开蝴蝶阀，观察各项动作程序是否正常，并记录开启时间。（2）手动操作合格后，写好自动操作票，分别进行机房现场和远方操作试验，观察动作过程是否正常。（3）检查观察技术供水管道情况和厂房内渗漏水情况，检查渗漏排水泵工作状况。（4）经试运主管确认，充水正常一定时间后，才能逐渐进入下一步机组起动阶段。 （一）起动前的准备工作（二）首次起动时用手动操作试验（三）机组空载运行时调速器系统的调整和检查（四）首次手动起动后的停机及检查（五）过速试验及检查（六）自动开机和自动停机试验（七）水轮发电机升压试验1）确认充水试验中发现的缺陷已经处理完毕。2）机组周围各层场地清扫完毕；通道畅通；吊物孔已盖好，各部位运行人员已进入预定岗位，测量仪器仪表已调整就位。3）调速器面板指针仪表正常，油压装置已完全正常，各阀门已处于开机位置。4）机组各轴承油位及测温装置正常。5）各部位冷却水、润滑水水压正常。6）刹车低压气正常。7）上下游水位、各部位原始温度已记录。8）发电机顶转子工作按规定已完成，油压撤除后，确认制动风闸已落下。9）发电机出口断路器已断开，并拉开相应隔离刀闸。10）发电机的励磁开关MK处于断开位置。11）发电机集电环炭刷已拔出。12）水力机械保护装置和测量装置已投入，机组自动屏上各整定值确认正确。13）确认机组试验用短接线及接地线已拆除。14）临时监视摆度、振动和机组转速的表计已装好到位。1）拔出接力器锁锭。2）手动打开调速器的开度限制机构红针指针至于略大于空载开度位置，操作动作要求快捷，使机组快速升速，形成轴承润滑油膜，适时调整到额定转速。3）专人检查调速器、接力器各压力油管路有无渗油、漏油情况和机组顶盖等处密封情况。4）记录机组起动开度和与额定转速相对度的空载开度值。5）及时记录机组振动值、摆度值和转速值。6）及时监视机组各部位运转是否正常。7）记录机组运行摆度（双振幅），其值不应超过轴承间隙或制造厂的设计规定值。8）记录各部振动值，其值不应超过表1-2的规定。9）测永磁机电压与频率关系曲线。在额定转速下，测永磁机绕组输出电压值。10）测量发电机一次部份残压值和出口电压互感器二次测的二次残压值，并测量检查相序是否正确。11）检查发电机集电环表面情况并处理。12）及时检查监视机组各部位是否动转正常，有无金属撞击声、水轮机室窜水、轴瓦温度升高、油槽甩油、摆度及振动过大等，及时报告起动指挥主管，直至紧急停机。（1）电液转换器或电液伺服阀活塞振动应正常。（2）调速器本体及油压装置油管路渗漏情况检查。（3）根据永磁机输出电压或机端电压互感器输出残压选择调整调速器输入信号源的变压器抽头。（4）频率给定整定范围应符合设计要求。（5）进行手动、自动阀的切换操作试验。接力器应无明显摆动。在自动调速状态下，机组相对摆动值要求如下：对大型调速器不超过±0。15%额定转速，对中小型调速器不超过±0。3%额定转速。（6）调速器空载扰动试验应符合下列要求：1）扰动量一般±8%。2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%。3）调节次数不超过两次。4）从扰动开始到不超过机组转速摆动规定值为止的调节时间应符合设计规定要求。5）记录压油泵自动起动的周期时间。6）在调速器自动运行时，记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。7）空载扰动试验中的问题，及时进行调整处理，并报告起动运行主管。8）在相应水头下，满出力时的相应开度初步调整，并按设计要求整定关闭时间，并经总工程师确认。（1）操作开度限制手轮进行手动停机，当机组转速下降至35%左右时，手动打开低压气管路阀门，使风阀加压制动，防止低速运转烧瓦事故发生，停机后解除制动风闸，并进入机组内部，现场检查制动闸下落情况。（2）停机过程中严密监视检查各轴承温度变化，转速继电器动作、油槽油面变化，并录制转速（频率）与永磁机电压关系曲线。（3）停机后投入接力器锁锭。（4）停机后的检查1）对机组本体的各部份螺栓、螺钉、锁片及键进行检查，是否有松动现象。2）检查转子及磁极的所有转动部分焊缝的部分。3）检查上下挡风板、挡风圈、导风叶是否松动或异常。4）检查制动闸摩擦情况。5）检查油、水、气管路情况。6）在相应水头下，调整开度限制机构的限制开度，主令开关的空载开度接点。（1）机组在手动空载起动运行后的摆度与振动值均符合规范要求，在起动主管认可后，才作过速试验。（2）按设计规范，整定过速保护装置的整定值，一般有105%、115%、140%三个整定值。（3）先将转速继电器的过速保护的接点出口回路从端子上断开。（4）以手动方式先使机组转速达到额定值，待运行正常后，逐渐分别升高转速至105%、115%、140%，同时由继电保护专业人员分别调整其相应的转速接点，最后调速140%的过速保护接点，使其各接点在相应过速下准确动作。调好后，使机组转速回到额定转速。然后将其断开的相应接点出口保护回路在端子处正确连接好。（5）在过速试验过程中，应监视并记录各部位的摆度和振动值，记录各轴承温度。（6）过速试验后，全面检查转动部份情况，如：转子磁轭键、磁极键、阴尼环及磁极引线、磁轭压紧螺栓等。（7）检查发电机定子基础情况。（8）重复前项（四）中的全部停机及检查项目。（1）自动开机、自动停机前的必备条件，并经两人检查确认：调速器切换到自动位置；功率给定处于空载位置；频率给定处于额定频率位置；调速器参数在空载最佳位置；水力机械保护回路全部投入，并投入控制回路二次电源，自动开机和自动停机条件完全具备。（2）自动开机全自动可在中控室进行，操作水机控制KK开关，送出一个开机脉冲即可全部完成自动开机过程，并随即进行各项检查：（1）自动化元件能否正确动作情况。（2）调速器动作情况。（3）发出开机脉冲升至额定转速所需时间。（4）机组自动停机及停机后的检查项目：1）在中控室操作自动控制开关KK扭向停机侧，发出停机脉冲。2）记录发出停机脉冲到转速降至35%的制动转速时间。3）记录自动加闸刹车到机组停止转动所需时间是否与整定时间相符。4）检查转速继电器和全部自动化元件动作情况，并处理异常。5）停机后，再次重复首次手动停机后的检查，特别注意检查制动风闸是否自动落下。1）确认水轮机全部空载试验完成并合格。2）带有复励装置的发电机，应按制造厂的规程规定，对励磁调节器现场调试合格。3）发电机按试验规程进行的电气部分试验全部合格。如：绝缘电阻及吸收比和耐压试验等。4）发电机保护装置全部投入；控制保护二次直流电源投入。5）自动开机至额定转速空载运行，并测发电机电压互感器二次测残压。6）励磁调整装置放电压零位位置，合上励磁开关MK，逐渐调整励磁电流，升发电机电压至50%额定电压值。7）检查发电机出口母线情况是否正常。8）检查机组摆度、振动情况。9）发电机电压互感器二次侧测量相序、相位和各相电压。10）检查上述情况正常，经主管同意，调整励磁电流至空载电流值，将发电机电压升至额定值。11）在专责电气试验人员主持下，作发电机空载特性曲线试验，最高电压按规程一般允许最高达1。3倍额定电压，并经总工程师确认同意。12）在专业电气试验人员主持下，作发电机短路特性试验。13）在作空载特性试验时，调整励磁电流要慢慢进行，并检查低压继电器和过电后继电器在整定值下的动作情况，并检查励磁炭刷有无火花。14）全部试验完成后，在50%和100%额定电压下作灭磁开关MK跳合试验，检查消弧情况。 1、试验前的检查2、水轮发电机组对主变压器及其高低压设备零起升压试验3．电力系统对主变压器的冲击合闸试验4．发电机对主变压器及其全部高低压配电设备的短路升流试验。（1）发电机电压级的断路器、隔离开关及互感器、避雷器等全部电气设备的高压试验全合格，并经总工程师确认，具备投入运行条件。如图1-3-1图电气主接线图变压器低压侧的全部电气设备即是。（2）主变压器、厂用变压器近区变压器全部高压试验合格，油化验合格，分接开关按电网调度要求放档，中性点接地刀闸按电网调度投入。（3）主变压器升压侧的高压配电装置全部试验合格。（4）全部保护装置投入。1）在无电压情况下，断开主变高压侧与用户和电网相联的断路器及隔离开关。如主接线图1-3-1所示，以1F机组与1B主变压器为例，断开501刀闸、断路器404、406及202、502、206、208、212、214、210、402。2）除（1）项开关外，合上1F和1B回路零起升压的全部开关及刀闸，发电机回路只合上零起升压的1F发电机回路开关和刀闸。如：1号机零起升压，则只合204、2041及电压互感器回路刀闸2G114、2G124。3）按正常开机程序步骤开启1号机组。4）励磁调整开关放零位。5）合上MK灭磁开关。6）调整励磁开关，分次定时将发电机升压到25%、50%、75%、100%额定电压，分次定期检查全部一次设备运行情况，发现异常立即报告记录处理。7）用相序表检查电压回路，同期回路及全部电压互感器二次侧电压的相位相序是否正确。1）对主变压器的全压冲击合闸试验，不允许用发电机进行，只允许由系统电源进行。2）断开主变压器与发电机相联的低压侧断路器及隔离开关，断开供电用户断路器及刀闸，以1B主变压器为例，如主接线图1-3-1中的200、2003，400、4003。3）投入主变压器全部保护装置及控制、讯号，主变压器完全处于待带电运行的要求状态，只留下高压断路器500未合上。4）投入主变中性点接地刀闸。5）联系电网调度部门，向电网送电到本水电站高压侧母线，检查电压正常。6）合上主变高压侧断路器，如：1号主变500，使电力系统全压对主变冲击合闸五次，每次合后，要去现场进行检查后，再逐次合闸五次，间隔不小于10分钟。检查主变压器无异状、异声、异味，并检查主变差动及瓦斯保护有无动作情况，并及时监视盘表的励磁涌流大小，及时记录下来，有条件的录下示波图。1）重复或确认零起升压试验的各检查项目。2）在无电压条件下，在主变高压侧装可靠的三相短路点，如：1-3-1主接线图，可将短路点装在501刀闸的本电站母线侧。3）按正常开机程序步骤开机，用调速器手动调整，慢慢升高电流，配合励磁电流调整开关，慢慢将电流升至发电机额定电流为止。4）检查电流盘表及电流互感器情况。5）测量主变等差动保护的电流向量图等。 （一）水轮发电机组空载并列试验（二）水轮发电机组的带负荷试验1、水轮发电机组的带负荷试验2、水轮发电机带负荷下励磁调节器试验3、机组突变负荷试验（1）检查全站公用同期回路，周期表、周波表、电压表接线正确，同期表切换开关STK(SA1)”断开”位正确，全站所有断路器同期点开关TK(SS)”断开”位检查。（2）全站现场只留一个公用TK(SS)插入操作把手。（3）先以手动准同期方式进行并列试验。在正式并列试验前，应先断开相应的隔离开关，进行模拟并列试验，以确定同期装置的正确性。全站所有同期点都要模拟一次。（4）正式进行手动准同期并列试验。有条件时可以录制电压、频率和同期时间的示波图。（5）手动准同期模拟合格后，再用自动准同期作模拟试验。（6）同期并列由二人进行操作。1）操作调速器开度限制机构慢慢增大开度，使有功负荷分段逐步增加。2）并观察各仪表指示及机组各部位运行情况和不同负荷下尾水补气装置工作情况。3）观察机组在加负荷时有无振动区，记录振动区相应的水头和相应的开度值。4）测量摆度与振动值，必要时进行补气试验。1）对主变压器的全压冲击合闸试验，不允许用发电机进行，只允许由系统电源进行。2）断开主变压器与发电机相联的低压侧断路器及隔离开关，断开供电用户断路器及刀闸，以1B主变压器为例，如主接线图1-3-1中的200、2003，400、4003。3）投入主变压器全部保护装置及控制、讯号，主变压器完全处于待带电运行的要求状态，只留下高压断路器500未合上。4）投入主变中性点接地刀闸。5）联系电网调度部门，向电网送电到本水电站高压侧母线，检查电压正常。6）合上主变高压侧断路器，如：1号主变500，使电力系统全压对主变冲击合闸五次，每次合后，要去现场进行检查后，再逐次合闸五次，间隔不小于10分钟。检查主变压器无异状、异声、异味，并检查主变差动及瓦斯保护有无动作情况，并及时监视盘表的励磁涌流大小，及时记录下来，有条件的录下示波图。在其他试验全部合格条件下，使机组突然增加或突然减少负荷，变化量不应大于额定负荷的25%，并应自动记录机组转速、蜗壳水压、尾水管压力脉动、接力器行程和功率变化过程。并选择各负荷工况下的调速器的最优调节参数。 （一）甩负荷试验应具备的条件（二）机组甩负荷试验（三）自动励磁调节器的稳定性和超调量检查（四）水轮机调速系统调节性能检查（五）调速器动态品质检查（六）转桨式水轮机甩负荷后检查（1）将调速器的参数选择在空载确定的最佳值。（2）再次确认或调整好调速器在相应水头下，额定负荷时的最大开度位置，在此最大开度下，按设计调保计算结果，整定调速器全关时间，并经总工程师确认。（3）调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、引水管压力、机组转速（频率）和接力器行程等电量和非电的监测仪表。（4）所有继电保护及自动装置均已投入。（5）自动调节励磁已选择在最佳值。（6）机组试运中发现的缺陷已确认处理好。（7）按正常开机程序步骤开机运行。（8）与电网调度中心已经联系好，并确认同意。（9）总指挥及各岗位人员已就位。甩负荷试验应在额定负荷的25%、50%、75%和100%下分别进行，并记录有关数据。当电站受运行水头和电力系统条件限制时，若机组不可能带额定负荷下甩额定负荷，则可按当时条件在尽可能大的负荷下进行甩负荷试验。当发电机甩100%额定负荷时，按规范要求，发电机电压超调量不应大于额定电压的15%～20%。振荡次数不超过3～5次，调节时间不大于5S。检查校核导叶接力器紧急关闭时间、蜗壳水压上升率和机组转速上升率等，均应符合调节保证计算的设计规定。如有不符，应经总工程师确认并处理。考核机组甩负荷时，调速器的动态品质应达到如下要求：（1）甩100%额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上，波峰不应超过2次。（2）机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向关闭方向移动起到机组转速摆动值不超过±0。5%为止，所经总历时不应大于40S。（3）接力器不动时间，对于电液调速器不大于0。4S，对于机械调速器不大于0。5S符。如有不符，应经总工程师确认并处理。对转桨式水轮机，甩负荷后应检查调速系统的协联关系和分段关闭的正确性，观察检查突然甩负荷引起的抬机情况。 （1）完成以上试验内容经验证合格后，再经总工程师核准后，按规程规定程序和步骤，将机组并入电力系统，带额定负荷连续试运行。连续试运行时间，对新投产机组为72h；对大修机组为24h。调相试验步骤方法参见第二节进行。若由于水库没有达到设计水位等外部特殊原因使机组不能达到额定出力，可根据具体情况确定机组应带最大负荷值。（2）根据正式运行值班制度，全面正常值班工作并记录运行有关参数。（3）在连续运行后，由于机组及附属设备的制造和安装质量原因引起运行中断，经检查处理合格后重新开始连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。（4）连续试运行后，应停机检查并将蜗壳钢管的水排空，检查机组流道部分及水工建筑物排水系统情况，消除并处理连续试运行中所发现的所有缺陷。（5）连续试运行后，应及时消除水力机械和电气设备的所有已发现的缺陷。（6）新投产机组72h试运行，并经停机处理好发现的所有缺陷后，即可开始为期一年的试生产。试生产由电站建设单位委托生产单位进行。生产期满后，方可办正式移交。 主题：水轮发电机组的正常运行目的：通过本次课掌握水轮发电机组正常运行的六种操作方法重点：六种操作方法难点：六种操作方法教学内容：教材§4-3第九次课 第三节水轮发电机组的正常运行一、机组起动（一）冷备用机组起动前的检查与操作1、调速器检查2、油压装置检查3、制动系统检查4、顶转子操作5、主阀操作6、冷却、润滑水供水操作调速器应处于全关位置；开度限制指示指零；转速调整指示零位，功率给定整定额定值；锁定投入；调速器的总供油阀关闭。压力油槽油位、油压、油质正常；集油箱油位、油质正常；压力继电器整定值正确，动作可靠；油泵工作平稳。制动风闸落下退出制动位置；信号灯亮；制动柜（架）各阀在机组投入运行位置；低压气正常。（1）检查调速器在全关位置，锁定投入；（2）操作制动柜（架）上高压三通旋塞阀（或阀门），切换到顶转子位置；制动闸的排油阀在全关位置。参见图0-2-4低压气系统图。（3）关闭高压油泵的回油阀，打开供油阀，起动高压泵，压力油压升到规定定值。顶起转子4～6mm，保持2～3min。（4）打开高压油泵的回油阀和制动闸的排油阀，使制动闸复归，指示灯亮，并到现场查看制动阀落下。（5）检查制动闸复归情况，关闭制动闸的排油阀，将制动柜（架）上的阀门切换到正常运行位置。（6）是电动起动的高压油泵，应切断其电源。（1）开主阀前必须先手动拔出人工锁锭。（机组本体检修必须落人工锁锭）（2）主阀开启前先开旁通阀、向蜗壳充水，直到主阀两边平压为止。（3）平压后主阀为球阀，开启前必须使球阀的工作密封退出；主阀为蝶阀，开启前必须先排空气围带中的压缩空气。（4）主阀开启操作可在中控室或机旁进行。第一次操作必须按操作票手动进行。主阀全开，开启位置指示灯亮。（5）进水主阀全开后旁通阀关闭。（6）主阀操作也可一次全自动完成。打开各冷却、润滑水供水总阀门；调整供水量与水压使滤水器出口压力为0。3Mpa；各轴承冷却水0。1～0。2Mpa；水润滑的水导轴承的润滑水水压按制造厂设计值调整；发电机空冷器水压按当时运行要求调整。 （二）机组起动应具备条件（1）水轮机主阀在全开位置，主阀开启位置指示灯亮。（2）导水机构全关，开限指示指零。（3）机组无事故，事故继电器未动作。（4）制动闸已复归，复归指示灯亮。（5）冷却、润滑水已投入流量，水压正常。（6）制动系统气压正常（0.4～0.7Mpa）。（7）开机准备工作就绪，指示灯亮。（8）发电机回路断路在断开位置。（9）发电机励磁的灭磁开关MK在断开位置，励磁电压调整在零位。（10）继电保护和自动控制回路确认已验收合格。（11）电气液压调速器的平衡表指示正确。 （三）机组起动操作1、自动开机操作2、手动起动（1）开调速器总供油阀，拔出接力器锁定。（2）将调速器手动、自动切换手柄切换到自动位置。（3）由水机值班长通知电气值班长，机组准备工作就绪，准备开机。（4）在中控室扭动开机控制开关41KK(SA)机组起动，并升至额定转速，运行人员应密切注意机组情况。水机人员要加强现场的监视检查。（1）值长通知水机班长准备手动开机。（2）将调速器手、自动切换手柄，切到手动位置。（3）开启调速器供油总阀。（4）拔出接力器锁锭。（5）快速操作开限机构至起动开度开机、调整开度限制机构，使机组转速达到额定转速。 二、机组并列（一）发电机升压当机组转速升到额定转速后，水机班长通知电气班长合上灭磁开关MK励磁，并调整励磁升压。（二）发电机同期与并列（1）发电机电压升到额定值后，即可准备同期（并网）操作。（2）准同期并列必须满足的条件：1）待并发电机的电压与电网（系统）电压相等，其偏差不大于额定电压的±5%。2）待并发电机的频率与电网频率相等，其频率偏差不大于±0。25Hz。3）待并发电机与电网相位相同，其偏差在±10°相位角以内。4）待并发电机与电网相序相同。1）三相定子电流应等于零。2）升压过程中，应防止空载电压过高。发电机在额定转速、额定电压时，应检查励磁电流的调节手柄是否在空载位置，同时比较此时的励磁电流和电压值是否与正常空载值相近。3）三相定子电压值大小应平衡。同期方式？1）准同期。是指先建立发电机电压，然后与系统同步。调励磁和周波，待”电压”与”频率”满足条件后，投入同期表(一般改用组合式同期表)切换开关STK(SA1)，先投”粗略同期”检查监视电压表，周波表；再投”精确同期”，检查同期表(S)指针转动情况和同期闭锁继电器TJJ(KA)动作情况。选择时机，投入发电机的主断路与系统并列。2）自同期。自同期是指当发电机转速接近额定转速时（相差±2%），在不加励磁的情况下先合发电机的主断路器，然后再合上励磁开关MK加励磁的并网方式。操作方法 操作方法有手动、半自动、自动三种。手动准同期操作步骤为：1）合上待并发电机的隔离开关。2）操作调速器的开度限制机构，使待并发电机的频率与系统频率近似相等，其偏差在允许范围内。3)合上励磁开关MK，发电机励磁。。4）调整待并发电机的励磁电流，使电压与系统电压近似相等，其偏差在允许范围内。5）投入待并发电机的断路器的同期切换开关TK(SS)到同期”工作”位置。6）将同期表切换开关STK（SA1）放”粗略同期”时，双方电压表、周波表投入；放”精确同期”时，整步表投入并开始旋转。7）监视同期继电器TJJ(KA)动作情况，当同期表指针，由“慢”向“快”方向旋转(即待併发电机频率略高于运行母线电压频率)，缓慢平稳趋于红线时(指针快到红线之前)，操作该发电机断路器控制开关KK（SA）合闸，发电机的主断路器(如:204，206，208)即合闸与电网并列。8）TK(SS切至”断开”位，拔出断路器的同期切换开关TK(SS)把手。9）将STK(SA1)切回”断开”位。10）调整有功和无功负荷。思考：并列操作过程中哪些情况禁止合闸？情况一：同期表指针旋转过快时不准合闸。因为此时待并发电机的频率与系统频率或两者的相位相差较大，不易掌握适当的合闸时间，往往会造成非同期合闸。情况二：同期表跳动而不是平稳地摆动经过红线，禁止合闸。因为这可能是同步表内部机构卡阻或接点松动引起表示不正确，也往往造成非同期合闸。情况三：同期表经过红线不动时禁止合闸。情况四：同期闭锁继电器TJJ(KA)常开接点断开，合闸无效。 三、水轮发电机的增（减）负荷操作当水轮发电机组并入电网带负荷后，调整有功功率和无功功率到额定值。（1）操作开度限制机构，使红针到比预定的与水头相适应的额定出力略大的限制开度。（2）增加有功率。操作调速器的转速调整机构黑针，使其增大指示，使导水机构实际开度增大，调整机组有功功率到额定值。（3）增加无功功率。用增加励磁的方法调整无功功率到额定值，并监视励磁电流不允许超限。减少有功功率与无功功率的操作与上述相反，机组在运行中可根据电网调度，用上述相同的方法进行功率调整。 四．发电机转调相和调相转发电操作发电机改作调相机运行，实质是作为一台空载的同步电动机倂在电网上运行。又叫同步补偿机。不需要外部的水能，只需要调整励磁电流发无功，就可以向电网输送无功电能。（一）发电机转调相操作及动作过程（二）调相转发电操作及动作过程（三）调相停机（四）停机调相1）将调相专用控制开关43KK扭想“调相”位置2）发电机组先卸去有功负荷，然后关闭机组导水叶3）调相压气回路接通，补低压气压下转轮室内的尾水，监视空压机起动情况，使转轮在空气中旋转后，又自动停止补气。4）检查监视调相运行情况。1）将调相专用控制开关键时刻43KK扭向发电位置2）调速器开度限制机构使导水叶开度打开，即带上有功负荷。3）调相起动压水的水位信号器停止工作，压缩空气停止进入转轮室，转轮由水冲动4）检查发电机正常运行情况。如果在调相运行中需要停机，只需直接将开停机的控制开关键41KK扭向停机位置即可，即自动关导叶跳发电机开关和跳励磁开关停机。1）必须先按发电机起动机组倂网运行。2）再按发电机转调相程序操作，将发电机转为调相机运行即可。 五、正常运行中监视检查及动作过程（一）发电机温度监视1、发电机定子绕组与铁心温度监视2、发电机风温监视（二）发电机电压、电流和功率因数监视1、电压监视2、电流监视3、功率因数cosψ监视（三）机组轴承的监视1、温度监视2、油质油面的监视发电机绕组温度最好一般控制在60～80℃，最高温度不得超过105℃。定时切换测温装置，并抄表。特别注意在同一环境温度下，同一负荷条件下，发电机温度的反常变化情况。为避免发电机结露，最低进风温度不低于5℃。为防止发电机过热，最高进风温度应低于40℃，一般在20～30℃较为合适。发电机在额定转速和额定出力不变的条件下，电压变动范围允许在额定电压的±5%范围内运行，最高不大于额定电压的110%。但此时励磁电流不得超过额定值。最低电压应根据系统稳定运行的要求确定，一般应不低于额定电压的90%，此时定子电流不超过额定值。发电机定子电流应不超出额定值，三相不平衡电流不应超过电流的20%，并任意相电流不应超过额定值。并遵守表1-3允许短时过负荷的规定。发电机的功率因素cosψ额定值0.8，一般不超过0.95情况下可正常运行。若配有自动励磁装置的发电机，必要时可在功率因数等于1（cosψ=1）条件下运行，但不允许进相运行。当功率因数低于0.8时，监视定子电流和励磁电流不超过额定值。发无功功率的多少，由励磁电流不超过允许值决定。并考虑发电机的稳定运行。运行中轴承通常60℃以下，信号（故障）温度一般为60℃，事故温度为70℃，作用于停机，油温一般不得高于55℃。（1）油质监视。（2）油位监视。 （四）机组振动与声响监视机组在运行中发生的振动与摆度，可用传感器监视，或定期用百分表测量。运行中若发现机组异常振动，可先试行调整水轮机开度，避开可能的汽蚀振动区，机组内部有金属磨擦和撞击声，应立即停机进行检查，查明原因，进行排除。（五）水轮机运行监视1、主轴密封监视要求密封不过热，漏水量小。2、导水机构监视剪断销无剪断，连杆、拐臂间无杂物，导叶套筒处不漏水，顶盖排水畅通，水轮机室无大量积水，接力器动作正常。（六）冷却及润滑水水压水量的监视冷却水水压指示正常，水流畅通，示流器指示正常。（七）励磁机和永磁机监视1）励磁机炭刷及整流子无火花。2）集电环上无黑色炭粉。3）励磁机、永磁机运转声音无异常。4）如果是可控硅励磁，应检查励磁变压器无异常响声，无异味。 六、水轮发电机组的解列和停机（一）解列（1）由值长发出停机令。（2）用转速调整机构调实际开度黑针到空载开度。（3）调节发电机的励磁，卸去全部无功功率。（4）把开度限制机构指针红针打到空载开度。（5）断开发电机出口的主断路器，使水轮发电机组与电网解列。并跳开励磁开关MK。（二）停机（1）操作励磁调节手柄，将发电机电压减至零。（2）确认跳开励磁开关MK。（3）操作开度限制机构，实际开度黑针到零位，导水叶全关。（4）机组转速逐步降低，当降低到额定转速35%左右，自动或手动投入制动闸，至机组停止运行。（5）投入调速器接力器锁定。（6）关闭调速器的供油总阀。（7）复归制动闸，指示灯亮，并去现场检查制动闸是否全部落下。（8）关闭机组冷却水总供水阀。（9）全面检查机组情况。（10）若较长时间停机，或导水叶漏水严重，可在当班值长同意下，将水轮机机导叶前的主阀关闭。习题：4-12，4-14，4-15 主题：水轮发电机组运行故障与事故处理目的：通过本次课掌握水轮发电机组运行的故障和事故的形式、处理步骤重点：每种故障和事故的现象以及处理方法难点：每种故障和事故的现象以及处理方法教学内容：教材§4-4第十次课 第四节水轮发电机组运行故障与事故处理运行中的发电机，定子绕组和励磁绕组回路都可能发生故障，在电气方面常见的故障如下：1）定子绕组相间短路2）定子绕组单相接地3）定子绕组一相匝间短路4）发电机励磁回路可能发生一点或两点接地故障5）转子失去励磁电流故障另外，水轮发电机组在运行中突然甩掉负荷时，发电机电压可能超过额定电压很多，甚至达200％以上，使发电机绝缘损坏。发电机在运行中，除故障外，还会出现一些不正常工作状况，如:过负荷及由外部短路引起的过电流等。发电机保护水轮机保护1）纵联差动保护2）过电流保护3）*横联差动保护4）单相接地保护装置或绝缘监察装置发告警讯号。5）过负荷保护7）励磁回路接地保护8）失磁保护9）定子温度检测1）机组推力轴承、上导轴承、下导轴承、水导轴承过热事故，水轮机自动关机。2）调速器压油槽油压下降到事故油压时，机组自动停机。3）调相运行时，为了防止机组误跳闸解列的低速运转，机组自动停机进行保护。4）发电机的差动保护等电气保护动作时，机组自动停机。5）水轮机轴承润滑水中断，而备用水又未及时投入时，机组自动停机。6）特殊紧急情况下，还可以自动或手动关闭蝴蝶阀，对机组进行保护。7）运行中出现不能正常运行的情况，但又不必立即停机，则自动发出告警故障信号，提示运行人员去检查处理好。异常讯号紧急情况（1）机组在事故停机过程中又遇到剪断销被剪断事故，剪断销信号装置动作，自动事故紧急停机。（2）机组转速过速达140％额定转速时，自动事故紧急停机。（3）当调速器本身故障，无法停机时，可以手动事故紧急停机按钮紧急停机。（1）轴承温度及其油箱内油温异常升高，但又没有达到停机时的事故温度，则自动发出提示故障告警信号。（2）空气冷却器热风温度异常升高，则自动发出提示故障告警信号。（3）在停机过程完成后，制动风闸未落下时，则自动发出“制动风闸未落下”提示故障告警信号。（4）机组在运行中，轴承油位油面不正常时，则自动发出“轴承油位油面不正常”提示故障告警信号。 一、发电机运行故障及事故处理（一）发电机过负荷（二）发电机振荡（三）发电机的非同期并列（四）发电机失去励磁（五）发电机差动保护动作（六）发电机着火（七）发电机油断路器跳闸（八）发电机定子温度升高异常（九）发电机定子回路单相接地故障现象及处理方法现象及处理方法现象及处理方法现象及处理方法现象及处理方法现象及处理方法现象及处理方法现象及处理方法现象及处理方法 现象：定子电流超过额定值。处理：应先检查有功功率和无功功率及电压，注意电流超过允许值所经历的时间，一般先采取降低励磁电流的办法，在不使电压过低和无功过小的情况下，尽可能地减少定子电流。若此法不奏效，则再降低发电机的有功，在告知电网调度的情况下，或切除一部分负荷，使定子电流降低到允许值。现象：（1）定子电流表指针剧烈摆动，并超过正常允许值。（2）定子电压表指针剧烈振荡，电压往往会下降。（3）有功功率表指针在全盘范围内摆动。（4）转子励磁电流表在正常值附近摆动。（5）频率和发电机转速忽上忽下，发电机发出呜呜叫声。措施：（1）立即报告值长，并汇报电网调度员。（2）对无自动调整励磁装置的发电机，在励磁电流不超过额定值的条件下，应尽快手动增加励磁电流，使机组进入同期。（3）对投入自动励磁装置的发电机，监视励磁电流的变化，并应减小水轮机开度，减少发电机的有功负荷，使机组恢复同期。（4）在采用上述措施仍不能恢复时，立即报告电网调度员，将机组迅速解列。 现象：出现定子电流突然升高，发电机电压大量降低，发电波机内发出吼叫声，定子电流表剧烈摆动后慢慢恢复正常，发电机强励动作，光字牌亮，信号继电器掉牌等。处理：运行人员应在值长同意下，立即跳开发电机出口的断路器，迅速停机。然后用2500V摇表测定定子绝缘，并检查发电机定子上、下端部有无变形。经检查确定发电机未受损伤后，方可再开机并网运行。现象：励磁电流表指针指零位，有功功率表指示低于正常值，定子电流表指示升高，功率因数表进相（cosψ＞1），无功表偏负，发电机从电力系统吸取无功功率。处理：应先检查励磁开关是否跳闸，如果没有跳闸，应在调节励磁无效的情况下，将发电机解列，以免故障扩大。停机后，会同电试专责人员对励磁回路进行全面测试检查，并由专责人员处理好。现象：差动保护动作信号继电器掉牌，事故喇叭响，“发电机事故”光字牌亮，差动继电器掉牌，机组自动跳出口开关解列、停机。处理：应首先对发电机重点进行检查，用2500V摇表测量发电机对地绝缘及相间绝缘，检查其绝缘是否击穿，内部有否冒烟着火痕迹等现象。然后对保护区内的设备：电流互感器、电压互感器、母线电缆进行详细检查。如测量绝缘，有否短路等情况。若上述检查情况正常，则应检查差动保护的整定值是否正确，或者是否保护误动情况。在未查明差动保护动作原因之前，不允许随意判为误动，强行开机并网发电。而如果作出保护误动结论，也必须查明误动原因，并报技术主管确认。 现象：发电机出风口处冒出明显的烟气与火星，或有绝缘烧焦的气味。处理：（1）水机值班人员应立即用开度限制减少有功至零值并操作紧停按钮，将发电机组与系统解列灭磁。（2）确认发电机灭磁开关MK跳闸，已灭磁失压，再迅速打开发电机消火水管，值班人员按“安规”，用四氯化碳和1211等灭火器灭火。禁止用泡沫灭火机和砂子灭火。（3）待灭火降温后根据事故发生的现象和部位仔细检查，必要时由检修专责人员应解体检查，查明原因，分别加以处理。现象：断路器跳闸指示绿灯亮红灯灭，或有音响信号；发电机有功、无功功率表指零。处理：检查灭磁开关是否跳开。如没有跳开，应立即将其断开，磁场变阻器放到最大位置；查明跳闸原因，报告技术主管，根据实际情况分别进行处理。原因：（1）发电机内部故障，如定子绕组短路，差动保护等主保护装置动作。（2）发电机外部故障，线路或母线短路，线路雷击等引起短路的过电流，引起发电机后备保护延时动作跳闸。（3）水力机械事故。如：水轮机轴瓦温度达事故温度等。（4）继电保护本身缺陷误动作。（5）运行人员误操作误动引起跳闸。 发电机定子温度用定子温度检测装置进行定期检测。对B级绝缘，一般情况下，在80℃左右，最高105℃，如突然出现异常升高应作好记录，报告值长，组织分析原因，及时处理。定子温度升高原因可能有电流过大，冷却风温度过高等多种原因。发电机同一电压级网络回路任一点单相接地都会发生单相接地故障讯号，所以不必立即停机，一般可以允许运行2小时左右。首先用切换电压表检查，确定哪一相接地，如果确认该电压级系统接地，则按顺序先拉开连接在发电机电压网络回路上的不重要回路，直到单相接地讯号消失为止，即可确认接地回路。如果最后只剩下发电机本身这一条回路，还继续发单相接地故障讯号，则才能确认单相接地发生在发电机回路，再作拉路试验，最后确认在发电机本身内部，则停机检查。通知专责人员处理。 二、水轮机运行故障及事故处理（一）水轮机气蚀和振动（二）水轮机出力不足（三）机组过速（四）剪断销剪断（五）主轴密封不好严重漏水（六）水轮机抬机事故（七）水导轴承润滑水中断事故原因及处理方法原因现象及处理方法现象及处理方法原因及处理方法现象、原因、措施现象及处理方法 水轮机在运行中发生气蚀时，尾水管噪声增大，机组振动，摆度加大。基本原因是水轮机在不稳定区间运行引起。运行人员应调整导水叶开度，避开水轮机不稳定振动区运行。水轮机出力不足，是指水轮机出力达不到在该设计运行水头下相应的保证功率。原因有以下几个方面：（1）小型机组出力不足，常见原因是通水流道堵塞。故障点有：1）进水口拦污栅杂物堵塞，阻力增大使拦污栅前后水位差增加，过水量减少，从而使机组段水头与流量减少，使机组出力不足。2）转轮叶片过水流道堵塞，小型混流式水轮机转轮流道狭窄、扭曲。运行中因拦污栅栅条间距过大，或隧洞、引水道中碎石，杂物落入并堵塞转轮流道，使水轮机出力减少。（2）低水头轴流式水轮机，因尾水管补气不当，或尾水管淹没深度不够，使尾水真空破坏，引起水轮机出力不足。低水头轴流式水轮机尾水管回收能量，占水轮机总利用能量的比例可达30～50%。低水头轴流式机组因补气不当，而造成机组出力下降。（3）止漏环间隙过小或其他原因，使转轮与固定部件擦亮。 （1）机组过速原因是机组甩负荷，调速器失灵；或者关闭时间整定值过大，使机组转速大于过速继电器整定值（一般为额定转速的140%），机组紧急停机，同时，主阀自动关闭。（2）处理方法是：运行人员应密切监视机组停机过程情况和主阀关闭情况。停机后要全面检查机组，并作好记录，由专责人员检查调速器和过速保护整定值。确认完好后，值班长下令方可再次起动。（3）注意事项：当调速器失灵引起机组过速，又遇到保护自动控制回路故障时，机组不自动停机，运行人员应迅速按紧急停机按钮或手动操作调速器的紧急停机阀，使导水机构关闭。若无效，应迅速关闭主阀。（1）原因（2）剪断销剪断表现的现象（3）防范措施（4）处理方法1）剪断销信号装置发信号，水力机械故障信号光字牌亮。2）主副导叶臂分离或拐臂与连杆分离。3）因水力不平衡使机组振动，摆度、噪音增大。1）提高上游进口拦污栅质量，并保持完好率，防止过大漂浮物进入引水室后进入导叶。2）提高导水机构质量，导叶应灵活，无别劲。3）采用尼龙轴承时应先浸水，后加工，防止因间隙过小。尼龙套浸水膨胀后抱死轴颈，使导叶转动不灵活。1）立即通知有关检修专责人员。将调速器切到手动位置，调整导叶开度（负荷）以适应修理需要，便于在不停机条件下更换剪断销，并查明原因，对个别导叶卡住异物时需要作特别处理。2）若在运行中无法处理，应及早停机，关闭主阀后，再更换导叶剪断销。导水机构在动作过程中，个别导叶被异物卡住或其他原因使导叶不能转动时，该导叶的剪断销被剪断，其他导叶依然转动，以此保护导水轮机构安全。 1、石棉盘根密封这种密封方式的漏水原因，一般为盘根压紧量不够。处理方法是均匀、对称地适当调整压环压紧螺栓的紧度，减少漏水量。若盘根严重磨损或盘根破损，则必需对盘根进行更换。2、液压端面密封该密封的工作原理是依靠水压（0.05～0.1Mpa）使橡胶U形密封环端面紧贴转环进行密封。密封失效原因有：（1）U形密封环起始位置不到位，使密封端面与转环间隙过大，超过标准，以致使注入的压力水通过U形密封环的润滑水孔，在此间隙中泄漏，不能使密封紧贴转环，致使密封不到位，引起漏水严重。（2）密封配合间隙不当使密封卡死。密封在水压力作用下，压力水向密封内外圆柱配合面渗透，外圆柱面承压面积大于内圆柱面，所以密封有一个抱紧力。安装时要求内圈与密封座的间隙大于外圈间隙，若配合间隙不当，或U形密封环的刚度太差，在渗透水压的作用使U形密封卡死，而造成严重漏水。（3）U形密封或转环过度磨损而使密封失效。 （1）水轮机在甩负荷时，尾水管出现过度真空，形成尾水反击或水轮机进入水泵工况，会产生上升力。当向上作用力大于机组转动部分重量时，其多出的外力使机组上抬，这种现象称抬机。抬机在低水头的有长尾水管的轴流式水轮机中较为容易出现。抬机高度往往受转轮与顶盖之间的轴向间隙限制。抬机严重时会导致转轮叶片的断裂，顶盖损坏，推力轴承损坏，风扇断裂而引起发电机烧损的重大恶性事故。（2）防治抬机事故措施：1）经过调节保证计算，在甩负荷后，机组转速升高率β不超过规定值的条件下，可适当延长导水叶关闭时间，或采用导水叶分段关闭措施。2）装真空破坏阀。要求容量足够，动作正确、灵活。机组甩负荷时在尾水管出现真空时，补入大量空气，利用空气弹性可减轻尾水反击力和上抬力。示流器动作、事故停机、事故音响喇叭叫、事故信号光字牌亮、运行值班人员立即通知专责人员迅速检查示流讯号器并检查水压，并检查是否烧瓦并及时处理好。 三、机组轴承故障及事故的处理（一）轴承油位（二）机组运行中冷却水中断（三）轴承温度不正常升高（四）轴承故障温度（五）轴承事故温度原因及处理方法冷却水中断示流继电器动作，“水力机械故障”光字牌亮，故障电铃叫告警。检查时，冷却器进口处压力表指示为零。冷却水中断原因有误操作、阀门故障、取水口或滤水器堵塞等。采用水泵供水的机组水泵故障也会引起冷却水中断。冷却水中断应立即查明原因，及时加以消除，方可继续维持运行。轴承温度在较短时间内上升过快，但其值还未超过警界温度，此时应首先检查油位、油色和冷却水的水压与流量有无异常，作好记录。及时报告值长。轴承温度不正常上升，往往是烧瓦的先兆，运行人员应予特别注意，查明原因，研究是否停机检查。轴瓦达到故障温度（60℃）时，信号继电器动作，“水力机械故障”光字牌亮，警铃响。运行人员应立即检查轴承冷却系统工作情况，水压和流量是否正常。为维持运行，可临时采取大冷却水量和提高水压的方法。若温度继续升高，应立即申请停机，查明原因进行处理。轴瓦温度达70℃，事故继电器动作，“水力机械事故”光字牌亮，警笛响。调速器自动关闭，机组紧急自动停机。运行人员监视自动停机过程，若自动系统失灵或未投入，则采用手动停机操作，并作好记录，立即向上报告，并会同检修专责人员分析，作出正确结论，查出事故原因，并检修处理好。 1、轴承油位过低轴承油位过低使轴承润滑油不足，引起轴承过热，是运行中轴承烧瓦主要原因之一，应引起运行人员注意。通常在轴承上装有低油位浮子继电器保护。当油位过低时，继电器动作，“水力机械故障”光字牌亮，警铃响，应通知油务专责人员加油。2、轴承油位过高油位过高将引起轴承甩油，会污染环境和发电机绕组。运行机组油位过高的主要原因是冷却器漏水，使水流入轴承油中，漏水使汽轮机油乳化，呈乳白色。经值长现场确认后，申请停机检查，先化验油中含水情况，并通知检修专责人员来现场修理冷却器。