2023小水电机组运行及检修规程

小水电机组运行及检修规程（征求意见稿）PAGE\*ROMANPAGE\*ROMANII目 次前言 III引言 IV1范引文件 1语定义 1水机的行 1水机 2备术范 2本术求 2行作 3常视查护 5常况事理 5进阀 6备术范 6本术求 6行作 6水发机 8备术范 8本术求 8行作 10常视查录 12故故处理 12轮电组检修 13总要求 13备修基则 13修理基求 14检等和修隔 14组修级 14修隔 14检目、修的确和修划 15修目 15修划 15检材和用理 15修料备件管理 15修用理 15检过管理 15附录A（料附）水轮、水主技参数故处理 18附录B（料附）水轮电主技参及故处理 22附录C（料附）水轮电组进阀要检技要求 28PAGEPAGE10小水电机组运行及检修规程范围本标准规定了小水电机组（水轮机、进水阀、水轮发电机）的运行及检修操作流程。0.5MW～10MW3.3m50Hz功率在0.1MW～0.5MW之间的小水电机组或频率为60Hz的水轮发电机组的运行及检修可参照执行。（GB/T755旋转电机定额和性能GB/T2900.25电工术语旋转电机GB/T2900.45电工术语水电站水力机械设备GB/T7409.1同步电机励磁系统定义GB/T15468水轮机基本技术条件GB/T21717小型水轮机型式参数及性能技术规定GB/T21718小型水轮机基本技术条件GB/T27989小型水轮发电机基本技术条件GB/T31066电工术语水轮机控制系统DL/T710水轮机运行规程DL/T751水轮发电机运行规程DL/T817立式水轮发电机检修技术规程DL/T1066水电站设备检修管理导则NB/T42041小水电机组安装技术规范NB/T42052小水电机组启动试验规程NB/T42096小型水轮发电机产品质量控制规范NB/T42126小水电机组通用技术条件NB/TXXXX小水电机组调速系统运行及检修规程GB/T2900.25、GB/T2900.45、GB/T7409.1、GB/T21717、GB/T31066、GB/T755、DL/T1066界定的术语和定义适用于本文件。水轮机A.1。GB/T21717DL/T751每台水轮机均应建立技术档案，其内容包括：（）A.2/A.3A.4±124水轮机启动除应满足NB/T42052要求外还应具备下列条件：导叶/蜗壳水轮机的启动开机应按照NB/T42052的要求进行，正常手动开机按下列步骤进行：/手动操作导叶/在紧急情况下应操作按钮紧急停机。若机组停机时间较长，应按下列步骤进行手动开机：25%，50%，75%，100702导叶（A.3）；A.4～A.10）：（NB/TXXXX《小水电机组调速系统运行及检修规程》）；NB/TXXXX）。进水阀A.11。（）。NB/T42052-20155.3/进水阀正常操作时，应有监护人或监视设备，并能判断动作的可靠性，防止行程限位开关失灵。（）；）。闸门）////B.1。12GB/T279892500V1/5～1/3；（40ºC1.62.0。0.5MΩ200V2500V200V1000VNB/T4212640℃70℃；GB/T27989NB42096GB/T27989B.2；B.3B.4B.5；B.61%（20AB（）；））；CDB50%/4.4.4.52B.7。95%；B.8～B.18b）在断开发电机出口断路器时，若出现灭磁装置装置故障，应立即消除，故障消除后，方可再次投入运行。设备检修实行预算管理、成本控制。要制定检修（维修）的资金计划。DL/T1066AB、、DAABBACCA/BDDC新机组投运一年后，可根据机组运行状况安排一次B级检修；对运行状况较好的机组，经技术鉴定可适当延长检修间隔；对技术状况不好的机组，也可缩短检修间隔。检修间隔和停用时间见表C.1。DAAC.2C.3。BCD水轮发电机组BA、DC.4。C.5。C.6。C.7。检修要制定费用计划，实行预算管理。）C.8；24h6h～8h；2030AA附录A（资料性附录）水轮机、进水阀主要技术参数及故障处理表A.1水轮机主要技术参数表名 称参 数名 称参 数水轮机型号额定工况效率%额定水头m允许吸出高度Hs<m额定流量m3/s水头范围 m额定出力 kW旋转方向（从发电机端向水轮机端看）额定转速 r/min进水方式飞逸转速 r/min调速器型号表A.2水轮机在相应水头下稳定运行的功率范围水轮机型式相应水头下的机组最大保证功率/%混流式45〜100轴流定桨式75〜100贯流定桨式轴流转桨式35〜100贯流转桨式水斗式25〜100斜击式双击式表A.3水轮机振动允许值单位为毫米项 目nr(/i)nr≤00100nr20250nr35375nr70nrl00nr100振动允许值(双振幅)立轴水轮机水平振动值0.090.070.050.030.025—垂直振动值0.110.090.060.030.025—卧轴水轮机垂直振动值0.110.090.070.050.030.025注：振动值系指机组在除过速运行以外的各种运行工况下的双振幅值。表A.4现象原因分析处理上升；轴承温度报警。润滑油中断或不畅；冷却水不足、中断或冷却水温异常；润滑油杂质增多或变质；轴承座松动或移位；轴瓦损坏；处理故障，清洗滤油器；校正并紧固螺栓等；更换轴瓦；表A.5现象处理机组发出超速声；溜负荷，频率上升；调速器转速表指示上升；励磁强减动作。立即减小导叶/喷针开度；形、挡风板有无位移变形、转动部分连接螺栓是否松动等；表A.6机组冷却水中断处理现象原因分析处理信号；轴承温度指示上升。冷却水排水管出口无排水；膨胀水箱水位异常。进水管控制阀门关闭；过滤器堵塞；技术供水泵或控制箱故障；示流器本身故障；管路泄漏。打开进水管控制阀门；清洗或更换过滤器滤芯；修理或更换示流器；管路修复。表A.7现象原因分析处理油位明显低于正常油位；油槽油面上升；轴承温度升高。部件出现漏油；冷却器破损漏水；油参杂杂质或变质。检查密封环磨损情况，油箱的把合面等，对漏油件进行修复或更换；修复或更换冷却器；过滤或更换润滑油；表A.8现象原因分析处理破断螺栓/剪断销等松动，剪断销剪断报警；导叶开度异常；机组振动、摆度增大；出力表摆动过大。剪断销故障；于不稳定运行的负荷区域；负荷所致；4、吸出高度或淹没深度不够导致振动。/除故障，更换信号器；采用调速器手/电动控制方运行振动区；调整机组运行参数；进水阀进行停机。表A.9机组振动、摆度过大处理现象原因分析处理值；许值。域发生振动；转动部分不平衡；转轮叶片间局部堵塞，造成水流不对称；电气谐振；轴承温度异常。荷运行；吸出高度运行；校正转动部件的动平衡；轴承温度异常参照表A.4表A.10水轮机出力下降处理现象原因分析处理导叶/喷针开度已超过当时运行水头下的空 载开度,水轮机仍未达到额定转速；同样出力时，导叶/喷针开度指针超过原来的开度数值。进水口拦污栅阻塞；快速闸门或进水阀未全开；导叶/或导叶/过流下降；转轮叶片被卡塞或损坏；度不够）；水封损坏；喷针、喷嘴口磨损严重；表计故障；1.清理前池拦污栅上的阻塞物；2、完全开启进水闸门或进水阀；程，清理喷管流道，排除故障；在任何情况下，在满足吸出高度的情况击式机组尾水通气高度不小于0.3m；更换或修复水封；修复或更换喷针、喷嘴口；11．更换相关表计。表A.11水轮机进水阀主要技术参数表名 称参 数单 位阀门编号阀门类型阀轴布置方式公称直径mm公称压力MPa开启时间s关闭时间s操作机构形式操作油压MPaBB附录B（资料性附录）水轮发电机主要技术参数及故障处理表B.1发电机技术参数表序号名 称参 数序号名 称参 数1型 号14fko2SNkA)15Xd3UNV)16Xd′4INA)17Xd〞5额定转速(r/min)18Xq6飞逸转速(r/min)19Xq′7功率因数COSΦ20Xq〞8FNH)21Xo9气隙δ(mm)22X210If()232转动惯量（KNm）11Uf()24设计效率η（％）12IfA)25接线方式13Uf()26绝缘等级表B.2发电机各部温度限值名称正常温度°C报警温度°C停机温度°C备注定子绕组温度定子铁芯温度转子绕组温度推力瓦温推力油槽油温上导瓦温上导油槽油温下导瓦温下导油槽油温空气冷却器（进风）温度空气冷却器（出风）温度空气冷却器（进水）温度空气冷却器（出水）温度表B.3发电机各部运行压力规定名称正常工作压力范围MPa压力定值MPa冷却进水总管压力空气冷却器进水压力推力/座式轴承冷却器进水压力推力/座式轴承外循环油泵进口压力出口压力偏高 过高上导轴承冷却器进水压力下导轴承冷却器进水压力发电机消防水压力机组制动用气压力表B.4发电机组各部位振动允许值机组型式项目额定转速nNrmn）（）nN≤100100nN20250nN35375nN70750nN立式机组带推力轴承支架的垂直振动0.080.070.050.040.03立式机组带导轴承支架的水平振动0.110.090.070.050.04立式机组定子铁芯部分机座水平振动0.040.030.020.020.02卧式机组各部轴承垂直振动0.110.090.070.050.04注：振动值系指机组在除过速运行以外的各种稳定运行工况下的双振幅测量值。表B.5发电机正常运行时各部径向、轴向振动、摆度限值名 称正常运行范围(mm)报警值(mm)上导主轴摆度下导主轴摆度上机架水平振动双幅振动值上机架垂直振动双幅振动值下机架水平振动双幅振动值下机架垂直振动双幅振动值定子铁芯水平振动双幅振动值定子铁芯垂直振动定子机座水平振动各部轴承垂直振动（卧式机组）表B.6发电机各部油槽油位限值名称正常油位范围mm过高油位mm过低油位mm推力轴承油槽上导轴承油槽下导轴承油槽表B.7发电机定子过负荷电流大小与允许持续时间（T）IfIN1.101.151.201.251.301.401.50T（分钟）601565432注：表中，If为过负荷电流，I为发电机额定电流。表B.8转子回路一点接地处理现象原因处理转子一点接地故障报警；电压指示。励磁回路绝缘损坏；向调度申请停机检查，分步进行修复：检查；对每个磁极进行绝缘检查。表B.9发电机单相接地处理现象原因处理发电机单相接地声光报警；机端电压三相指示不一致。发电机定子线圈绝缘损坏；保护误动。声响现象应立即停机处理；检查保护装置是否误动；3.若不能及时排除发电机单相接地故障，可以继续运行，但机组运行时间不能超过1小时。表B.10发电机失磁处理现象原因处理降低至零；表计指针都在摆动。发出励磁系统故障信号。电网电流冲击；自动电压调整器故障等。失磁机组立即解列停机；轴承瓦温、油温的变化情况。表B.11发电机的振荡和失步处理现象原因处理挡；定子电压表的指针也剧烈摆动，通常电压值降低；摆动；对应。当系统发生某些重大事故产生振动和失步。（达到最大值）；解列；表B.12发电机出口断路器自动跳闸现象原因处理有声光信号跳闸；误动跳闸。因发电机内部而引起跳闸，应发出有关声光信号，如定子线圈短路或接地短路；发电机外部故障引起跳闸，应发出有关声光信号，如发电机的出线、母线短路；继电保护装置及断路器操作机构误动作或值班人员误碰触，则无声光信号。过电压而使发电机内部故障增大；再进行相应处理。表B.13发电机复合电压过流保护现象原因处理磁开关自动跳闸；发电机过电流故障报警；发电机各电气量为零。大部分是由于发电机外部事故而引起，如母线及线路短路等，其次是大网解列，系统负荷过重。1.发电机出口断路器跳闸，同时主变、线路断路器也因过流跳闸，则说明是由于线路事故而引起的，运行人员可以不经检查启动机组升压，维持在空载位置等候调度并网；2.检查各高压设备和母线；检查处理完毕后，按机组控制屏紧急停机“复位”按钮复归事故信号。表B.14发电机差动保护现象原因处理1灭磁开关自动跳闸；2动作报警；3.发电机各电气量为零。差动保护一般是发电机内部故障，包括其保护区内的电缆，互感器、励磁变压器。头进行详细检查有无短路情况；用2500V表B.15发电机非同期并列现象原因处理机组强烈振动并发出异常声响；发电机定子电流突然增大并剧烈摆动。同步发电机在不符合并列条件并列。阻；检查发电机端部线圈有无变形，绑绳是否有松动；动、升压并列。表B.16发电机过电压保护动作现象原因处理电压表电压突然升高；发电机出口断路器和灭磁开关自动跳闸；过电压保护动作报警。系统或出线断路器跳闸，本厂负引起电压过高；雷击。查明过电压跳闸的原因；检查励磁系统有无故障；除发生特别严重的飞车事故应检查机组绝缘外，可立即升压并列。表B.17发电机着火时的现象及处理现象原因处理出风口冒出明显的烟气、火星或有绝缘烧焦的气味，发电机火灾自动报警系统报警。系统或出线断路器跳闸，本厂负荷送不出去，飞车引起电压过高；雷击。值班人员应立即启动发电机灭火装置，但不得使用泡沫灭火器及沙子灭火；落入发电机及轴承内；表B.18发电机能起励但电压达不到额定值现象原因处理机端电压达不到额定值励磁回路短路或接地；查明原因，更换相应元件。CC附录C（资料性附录）水轮发电机组、进水阀主要检修技术要求表C.1检修间隔和停运时间检修间隔停用时间检修级别水轮发电机组主阀水轮发电机组主阀A6～10年 年30～90天 天B3～5年 年20～60天 天C0.5～2年 年5～12天 天D视情况定 年1～3 天 天注：检修停用时间已包括带负荷试验所需的时间。表C.2水轮机及进水阀A级检修项目部件名称标准项目特殊项目一、水轮机轴承测量轴承间隙；清扫、检查并修整轴承瓦；清扫、测量轴颈；检修轴瓦球面；清扫油盆/改造水导轴承结构；改造水导密封装置；更换轴承瓦；更换油冷却器。二、导水机构测量及调整导叶/修补导叶局部汽（磨）进行动作试验；修补并研磨导叶轴颈；更换导叶上、中、下轴套；更换控制环立面、端面抗磨板；更换顶盖、底环的抗磨板；改进导叶端面、立面间隙止水密封，如软密封改硬密封对带有重锤的导水机构，在水轮机总装完成和导水机构操作系统形成后，应在机组无水或静水情况下进行重锤关闭时间检查。三、转轮及主轴测量转轮及主轴密封间隙；检查更换工作密封环；处理轴颈磨损；进行主轴探伤检测。混流/定桨式机组：检查、处理转轮减压装置；止漏环、上冠、下环间隙测量；法兰保护罩检查及处理；止漏环、上冠、下环圆度测量。转桨式机组：活塞、枢轴、操作机构检查及处理；叶片密封装置、止漏装置检查及处理；叶片开度检查及测量；解体检修转轮并进行耐压及动作试验；转轮体充油后，检测叶片动作情况及测量密封装置漏油量。冲击式机组：转轮室与叶片间隙值；更换转轮叶片；处理轴颈偏磨及裂纹；更换或改造主轴密封环；更换泄水锥；大面积修补转轮及转轮室。四、进水管、蜗壳与尾水管检查蜗壳及尾水管；修复尾水管；清扫、检查测量表计管路；进行蜗壳及尾水管灌浆。加固或改造引水钢管；更换尾水管里衬；清理、修补并防腐。五、水轮机补气装置检查、修补补气管。力补气阀；更换补气管。六、主轴密封主轴密封分解、清扫、更换密封件主轴密封结构改造七、进水阀1.测量及调整检修前后开关时间；更换进水阀（或密封件）更换蝶阀止水围带、轴封；更换蜗轮、蜗杆等零件；八、受油器分解、检查受油器；检查受油器操作油管；检查及处理绝缘。1.更换受油器操作油管；2更换浮动瓦。表C.3水轮发电机A级检修项目部件名称标准项目特殊项目一、定子进行电气预防性试验；校验测温元件；更换测温元件；更换部分齿压扳；进行线棒防晕处理；绕组喷漆更换线棒；重叠铁芯；改造定子机架；更换支持环二、转子及主轴测量发电机空气间隙；清扫转子（包括通风沟）；检查制动环及其挡块；改造转子、更换磁极；车削或更换滑环调整机组轴线（）；处理轮环下沉；修理轮臂大键；处理制动环磨损；进行主轴探伤。三、轴承测量弹性油箱压缩量；检查、处理轴承绝缘；处理润滑油；检查、处理除油雾装置；检修处理推力头、卡环；研磨推力轴承瓦。更换导轴瓦、推力瓦；更换油冷却器；3循环系统；4.返厂研磨或更换镜板四、机架检查、清扫机架；处理机架组合面；加固或改造机架五、制动系统更换制动器闸板；更换制动器或较大程度改进结构部件；改造制动系统六、通风及冷却系统更换冷却器及管路；改造转子风扇或风斗七、发电机系统的一、二次设备雷器；检查、测试故障录波装置；检查、修复电缆防火设施。八、其他1.测试电气设备接地系统。电气设备进行预防性试验。整体试运行试验：进行充水、空载、过速及带负荷试验；有必要时应对机组做动平衡试验测量机组各部振动、摆度、温度；进行机组甩负荷试验；检查导叶漏水情况；对有条件的机组，进行调相、进相运行试验；对有条件的机组，进行效率、耗水试验；测量发电机电气量；进行动水关闭快速闸门或进水阀试验；停机及制动试验。表C.4水轮发电机组C、D级检修项目部件名称检修项目备注一、发电机系统1.定子线圈、上下端部绝缘盒、汇流排和引线的检查、清扫及处理；的一、二次设备2.发电机冷却器外部、风洞、风扇、挡风条/板清扫、检查、处理；3.定子压紧螺栓绝缘测试、紧固检查；4.定子支架焊缝、定位键、基础螺栓检查及处理；5.导油槽漏油甩油检查处理，油位高低调整；6.制动系统外部清扫检查，动作试验；7.受油器小轴、铜瓦磨损检查；8.油、气、水系统阀门及管道检查处理；9.存在的缺陷处理、电气预防性试验。二、水轮机室检1.顶盖、支持盖、轴承体各部螺栓紧固检查。查、清扫2.导叶拐臂，连杆清扫检查。3.接力器盘根检查。4.主轴密封活塞、平板密封橡胶检查更换。5.润滑冷却水管路清扫。6.顶盖水泵及其管路检查修理