水轮机运行检查与维护培训课件

水轮机运行检查与维护培训课件勇于跨越追求卓越CONTENTS目录01水轮机概述与维护意义02水轮机结构与工作原理03检修等级标准与项目划分04日常运行检查要点CONTENTS目录05核心部件维护技术标准06辅助系统维护要点07常见故障诊断与处理08维护管理与安全规范01水轮机概述与维护意义

水轮机在水力发电系统中的核心地位能量转换的核心装置水轮机是将水流能量（动能、势能）转换为机械能的关键设备，其运行效率直接决定水电站的发电能力，设计工况效率通常≥设计值的98%。

机组稳定运行的基石水轮机通过导水机构调节流量，配合调速系统维持机组转速稳定（额定转速±0.2%），是保障电网频率和电压稳定的重要环节。

设备安全与寿命的关键水轮机承担机组主要水力载荷，其转轮、轴承等部件的状态直接影响设备安全运行，通过科学维护可延长机组寿命至30年以上。

电站经济效益的决定因素水轮机效率每提升1%，电站年发电量可增加约0.5%-1%，同时减少故障停机时间，显著提升水电站的经济效益和社会效益。

维护对设备寿命与发电效率的影响预防性维护延长设备寿命定期对水轮机转轮、导叶等关键部件进行检查、清洁和修复，如对空蚀区域采用不锈钢焊条补焊或碳化钨合金涂层喷涂，可有效减缓部件磨损，显著延长设备整体使用寿命。

润滑维护保障机械部件正常运转按照规范对轴承等部位进行润滑，选用合适的润滑介质并定期更换，能减少摩擦、防止磨损，确保机械部件长期稳定运行，避免因润滑不良导致的故障停机。

及时故障处理提升发电效率通过日常巡检和定期维护，及时发现并处理如导叶卡涩、轴承温度过高等故障，可避免机组在低效或非正常状态下运行，保证水轮机始终在设计工况附近工作，从而提升发电效率。

维护记录助力状态评估与优化详细记录维护过程中的各项数据，如振动值、温度、油质检测结果等，结合趋势分析可准确评估设备状态，为制定合理的维护计划和优化运行参数提供依据，进一步提升设备可靠性和发电效率。行业标准与规范体系框架国家标准：通用性基础规范涵盖水轮机基本技术条件（如JB626）、模型试验规程（JB3161-82）及油质标准（GB/T《汽轮机油》L-TSA46级），规定设备设计、制造、试验的通用要求。行业标准：专业性技术规程包括《水轮发电机运行规程》（DL/T751-2014）、检修技术规程（NB/T系列），明确机组运行参数（如振动烈度ISO标准≤2.8mm/s）、检修等级划分及工艺要求。企业标准：个性化实施细则各水电站依据设备型号（如HLA384—LJ—285）和运行经验制定，如双河口水电站检修规程中对转轮止漏环间隙（上1.3-1.5mm，下1.4-1.6mm）的具体规定。国际标准：兼容性参考依据如ISO《机械振动对非旋转部件的测量》第3部分，指导机组振动测量；部分出口设备需符合IEC或ANSI标准，确保国际项目兼容性。02水轮机结构与工作原理

主要构成部件及功能解析转轮与叶片水轮机能量转换核心部件，叶片通过水流冲击实现动能转化，其空蚀、磨损及结构完整性直接影响机组效率。

主轴与轴承主轴承担机组转矩传递与径向支撑，轴承（滑动或滚动轴承）提供润滑与温度控制，保障机组稳定旋转。

导水机构通过调节导叶开度控制流量，其灵活性与密封性决定机组调节性能，包括导叶、接力器及控制环等部件。

调速系统机组转速与负荷调节核心，由调速器、液压系统、反馈机构组成，确保响应速度与调节精度符合电网要求。

辅助系统包括油系统（润滑、控制）、气系统（制动、调相）、水系统（冷却、润滑），为机组运行提供支持与保障。水能到机械能的转换能量转换过程与工作原理

水流通过进水阀进入水轮机，冲击转轮叶片，将水流动能转化为转轮旋转的机械能。导叶调节进入转轮的水流方向和角度，提高能量转换效率。机械能到电能的传递

转轮旋转带动主轴转动，主轴将机械能传递给发电机转子，转子在磁场中旋转切割磁感线，根据电磁感应原理产生交流电，实现机械能到电能的转换。核心部件协同作用机制

导水机构控制水流流量和方向，转轮实现能量转换核心功能，主轴承担转矩传递，轴承保障主轴稳定旋转，调速系统通过调节导叶开度维持机组转速稳定，各部件协同确保能量转换高效进行。混流式水轮机不同类型水轮机特点对比适用水头范围广（20-700m），结构紧凑，效率高；转轮呈径向流入、轴向流出，广泛应用于大中型水电站，如三峡电站。轴流式水轮机适用于低水头（2-70m）、大流量工况，转轮叶片可调节（轴流转桨式）或固定（轴流定桨式），常见于平原地区电站。冲击式水轮机适用于高水头（100-2000m）、小流量场景，通过喷嘴将水流转化为高速射流冲击转轮，包括水斗式、斜击式等，如抽水蓄能电站。贯流式水轮机水流轴向贯穿转轮，结构简化，适用于低水头（1-25m）、大流量的潮汐电站或河床式电站，如灯泡贯流式、竖井贯流式。03检修等级标准与项目划分A级检修的核心定义与目标A级检修：全面解体与性能恢复A级检修是对发电机组进行全面的解体检查和修理，以保持、恢复或提高设备性能，涵盖制造厂要求项目、全面解体检查调整、定期监测试验、零部件更换、技术监督检查及缺陷隐患消除。水轮机本体关键检修项目包括转轮叶片外观与无损检测（UT、MT探伤）、空蚀磨损修复（不锈钢焊条补焊/碳化钨涂层）、止漏环间隙检查（径向0.5‰~1‰转轮直径）；主轴摆度测量（≤0.05mm）、轴颈圆度圆柱度检测；导水机构导叶动作同步性（相邻开度差≤0.5°）、密封间隙（端面≤0.1mm，立面≤0.05mm）检查。轴承与润滑系统检修标准承瓦检修要求瓦面无裂痕、钨金无脱壳，绝缘电阻（500V摇表）≥5MΩ，间隙符合设计；冷却器内外清扫、耐压试验，按设计寿命更换；油系统油质需达NAS8级，油箱清洁无锈蚀，油泵切换试验每月进行。辅助系统检修与质量控制调速系统校验转速死区（≤0.04%）、永态转差率（0~8%），液压系统油质达L-TSA46级；气系统空压机排气压力0.7~0.8MPa，干燥器出口露点≤-40℃；水系统供水泵流量扬程达标，过滤器压差≥0.05MPa时清洗。检修流程与验收规范遵循解体-检查-修复-回装-调试流程，关键工序如转轮焊接需探伤合格，涂层厚度≥设计值；验收标准包括水轮机效率≥设计值98%，振动烈度≤2.8mm/s（ISO标准），摆度≤0.07mm，所有数据需记录归档形成可追溯档案。B级检修：针对性解体与部件修复B级检修核心定位与目标B级检修是根据设备状态评估结果，对机组部分设备进行解体检查和修理，有针对性地实施部分A级检修项目或定期滚动检修项目，以恢复或保持设备性能。水轮机本体重点检修项目承瓦检修（★）：检查瓦面无裂痕、毛刺、锈蚀、高点，钨金与基瓦无脱壳，瓦背槽内、抗重垫块无裂纹等；承瓦调整装置检查处理（★）：垫块或抗重螺栓支撑面无明显高点、毛刺，垫块无裂纹，抗重螺栓丝扣无损伤；导水机构导叶连杆、接力器检查，测量导叶端面间隙，确保动作灵活无卡涩。辅助系统关键维护内容润滑系统：检查油箱油位、油质，补充或更换润滑油，确保轴承润滑良好；冷却系统：清理冷却器表面灰尘、杂物，检查冷却水压力、流量及管路有无堵塞泄漏；调速系统：检查主配压阀、辅助接力器密封性，测试接力器动作时间与反馈信号准确性。检修质量控制与验收标准承瓦间隙符合设计要求，绝缘电阻（若有）用500V摇表测量不小于5MΩ；导叶立面间隙≤0.05mm，端面间隙≤0.5mm；修复部件如叶片补焊后表面需打磨平整，型线流畅，密封件更换后无渗漏，整体性能指标需满足设备技术规范。01C级检修：重点检查与预防性维护C级检修的核心定位与目标C级检修是根据设备磨损、老化规律，有重点地对机组进行检查、评估、修理、清扫的预防性维护工作，可进行少量零件更换、设备消缺、调整及预防性试验，旨在保持设备性能稳定，预防故障发生。02关键部件检查与处理重点清扫、检查和处理易损、易磨部件，如导叶连杆、接力器有无松动，用塞尺测量导叶端面间隙（一般≤0.5mm）；检查转轮叶片表面有无磨损、腐蚀，用测厚仪测量，磨损量超过原厚度10%需修复。03运行缺陷消除与性能优化针对运行中发生的缺陷进行及时消除，如处理导叶卡涩、轴承温度异常等问题；通过调整导叶开度偏差（≤1%）、校准轴承间隙等措施，优化设备运行参数，确保机组在高效区间稳定运行。04技术监督与预防性试验按各项技术监督规定开展检查项目，包括油质检测（每月检测颗粒度≤NAS8级、水分≤100ppm）、绝缘电阻测量（500V摇表测量轴承绝缘电阻值不小于5MΩ）等预防性试验，及时发现潜在隐患。

D级检修与状态检修的应用场景01D级检修的适用条件D级检修适用于机组总体运行状况良好，主要针对附属系统和设备进行消缺，可根据设备状态评估结果安排部分C级检修项目，是对日常维护的补充和深化。

02D级检修的典型应用场景当机组在运行中出现附属系统（如油、气、水辅助设备）的轻微故障或缺陷，无需进行大规模解体，通过针对性的检查、清扫、调整或少量零件更换即可恢复功能时，适用D级检修。

03状态检修的核心原理状态检修是根据设备状态监测和故障诊断系统提供的设备状态信息，在设备可能发生故障前有目的安排的检修，属于预测性检修，其检修项目和时间取决于对设备状态诊断分析的结果。

04状态检修的优势场景适用于关键核心部件（如转轮、主轴、轴承等）的检修决策，通过对其振动、温度、油质、绝缘等状态参数的持续监测与分析，可实现故障的早期预警和精准检修，有效避免过度检修或检修不足。04日常运行检查要点每日巡检项目与标准要求

机组运行状态与环境检查监听机壳内有无金属摩擦声、撞击声等异常声响；检查机组周围有无漏水、漏油、杂物堆积；机架、机壳有无变形或裂纹；防护栏、警示牌是否完好。

振动与温度监测用振动检测仪测量主轴、轴承座振动，转速对应工况下振动速度应≤4.5mm/s（符合ISO标准）；用红外测温仪检测轴承温度，滚动轴承≤75℃，滑动轴承≤65℃，定子绕组温度≤120℃。

润滑与密封系统检查检查油箱油位（保持在油标1/2-2/3处）、油质（无乳化、杂质、发黑）；观察轴封漏水情况，一般应≤10L/min（具体以设计要求为准）；检查密封水压，通常为0.1-0.3MPa，高于尾水位0.05-0.1MPa。

辅助设备及参数检查检查冷却水管路有无堵塞、泄漏，冷却水压力≥0.2MPa，进出口水温差一般≤10℃；记录机组负荷、水头、转速等运行参数，确保在正常允许范围内；检查导叶连杆、接力器有无松动。

关键运行参数监测与分析机械性能参数监测重点监测机组振动（符合ISO标准，转速对应振动速度≤4.5mm/s）、主轴摆度（径向摆度≤0.1mm/m）及轴承温度（滚动轴承≤75℃，滑动轴承≤65℃），采用专业仪器定期检测，及时发现异常。

水力参数监测监测上游水头（偏差≤2%设计值）、下游水位、导叶开度（与负荷对应，误差≤0.5%）及流量，通过水位差计算流量，确保水流参数在设计允许范围内，保障机组效率。

电气参数监测实时监控发电机定子电压（额定电压±5%）、定子电流、有功功率、无功功率及功率因数（0.8-0.95滞后），定子绕组温度≤120℃，确保电气系统稳定运行，避免过载或异常。

辅助系统参数监测包括冷却系统进出口水温差（≤10℃）、调速器油压（通常6-8MPa）、励磁电压电流（波动≤1%）及油箱油位（保持在1/2-2/3油标处），保障辅助设备正常协同工作。

参数趋势分析与故障预警通过绘制参数趋势图（如轴承温度月变化曲线），识别渐变故障；当参数超阈值（如振动＞0.05mm）时启动排查。结合历史数据，制定针对性维护计划，实现故障早发现、早处理。

振动、温度与异响的识别方法振动异常的识别与判断标准通过振动检测仪测量主轴、轴承座振动，符合ISO标准，转速对应振动速度≤4.5mm/s；监听机壳内有无异常声响，如金属摩擦声、撞击声；测量主轴摆度，径向摆度≤0.05mm/m，轴向摆度≤0.08mm/m。

温度监测的关键部位与阈值用红外测温仪检测轴承温度，滚动轴承≤75℃，滑动轴承≤65℃；发电机定子绕组温度≤120℃；检查冷却系统进出口水温差，一般≤10℃；发现温度骤升5℃以上立即排查。

异常声响的类型与辨别要点金属撞击声多为转动部分与固定部分摩擦，如转轮、主轴密封、轴承等处；流道内进入杂物会产生不规则撞击声；气蚀会伴随持续性的“噼啪”声；轴承润滑不良可能发出“嗡嗡”声或“沙沙”摩擦声。

润滑与密封系统检查规范

润滑油液质量检查每月检测油的颗粒度（≤NAS8级）、水分（≤100ppm）、酸值（≤0.1mgKOH/g），超标时启动滤油机（精度≤3μm）循环过滤，必要时更换新油。油的颜色除稍有加深外应无其他变化，无腐败或烧焦味，清洁透明，5mL油加热至一定温度无噼啪响声视为无水分。

润滑系统运行参数检查检查油箱油位（保持在油标1/2-2/3处）、油压（按设计要求，如调速器油压通常为6-8MPa）；轴承油槽油温（滚动轴承≤75℃，滑动轴承≤65℃）；主油泵与备用油泵的切换试验每月进行一次，检查油泵振动（≤0.05mm）、噪音（≤85dB），轴承温度≤70℃。

密封系统状态检查观察轴封漏水情况（一般≤10L/min，具体以设计要求为准）；检查密封件（如橡胶密封环、机械密封）有无老化、撕裂；调整轴封水压（一般为0.1-0.3MPa，高于尾水位0.05-0.1MPa）；止水橡皮与止水座的间隙≤0.2mm。

润滑与密封部件维护操作每月检查齿轮箱、轴承座润滑脂（油）消耗量，补充至规定油位；每1-2年更换液压油（若油质检测不合格提前更换），更换前彻底清洗油箱及管道；每6-12个月补充润滑脂（填充轴承间隙的1/2-2/3）；密封件老化或损坏时及时更换，安装新密封件时避免扭曲，调整密封压盖螺栓扭矩均匀（一般为20-30N·m）。05核心部件维护技术标准转轮与叶片维护：空蚀磨损修复空蚀与磨损检测标准日常巡检需观察叶片表面是否存在裂纹、剥落或空蚀坑；停机期间采用超声波探伤（UT）、磁粉探伤（MT）等手段，对叶片应力集中区（如出水边、焊缝处）进行检测，探伤周期宜与机组大修同步。空蚀区域修复工艺针对空蚀区域，采用不锈钢焊条（如A302）或专用抗空蚀涂层（如碳化钨合金涂层）补焊或喷涂；以分水刃为界限，分上下两部分堆焊，采用退补焊法，焊后打磨表面保证型线流畅。磨损修复技术要求磨损严重的叶片可通过堆焊耐磨合金（如D212焊条）恢复型线；叶片表面磨损量≤2mm时，可用耐磨涂料（如环氧树脂+碳化硅）涂抹；磨损量超过原厚度10%需修复。焊补前处理规范在电焊之前要先把汽蚀区域刮干净，再把毛刺和高点磨掉，接着用氧气-乙炔焰对其预热，温度为200℃左右。导水机构调整与密封间隙控制导叶动作特性调整手动或自动操作导叶，检查全行程（0°~最大开度）动作同步性，相邻导叶开度差≤0.5°；导叶接力器动作时间应符合设计要求（如空载至额定负荷时间≤5s），超时需调整活塞行程或更换密封件。导叶密封间隙检查与处理导叶关闭后，用塞尺检测相邻导叶端面间隙≤0.1mm、立面间隙≤0.05mm；密封面磨损时，通过研磨或堆焊不锈钢修复，保证关闭时漏水量≤设计值的5%。控制环与连杆间隙调整检查控制环磨损、变形情况，测量连杆销轴、轴套间隙≤0.1mm；磨损部件需更换或补焊，确保传动无卡滞，动作灵活可靠。导叶开度一致性校验通过位移传感器（LVDT）检测导叶开度，线性度误差≤0.1%；机械反馈连杆间隙≤0.05mm，保证反馈信号与实际开度一致，避免因开度不均导致水力不平衡。

轴承系统维护：温度控制与润滑管理温度监测标准与异常判断运行中需实时监测轴承温度，滑动轴承温度应≤65℃，滚动轴承≤75℃；若温度骤升5℃以上或超过阈值，需立即排查原因。

冷却系统维护要点定期清理冷却器表面灰尘及内部管路堵塞，确保冷却水压力≥0.2MPa，进出口水温差≤10℃；每年进行耐压试验，符合图纸技术要求。

润滑油质监测与更换规范每月检测油质，颗粒度≤NAS8级、水分≤100ppm、酸值≤0.1mgKOH/g；每1-2年更换润滑油，油位保持在油标1/2-2/3处，禁止不同牌号混用。

润滑脂补充与轴承间隙检查轴承润滑脂每6-12个月补充一次，填充量为轴承间隙的1/2-2/3；定期检查轴承间隙，滑动轴承瓦面接触面积≥70%，径向间隙符合设计要求（通常为轴颈直径的1.5‰-2.5‰）。主轴密封与止漏环间隙调整

主轴密封装置检查与维护检查主轴密封（如橡胶密封圈、机械密封）的完整性，防止润滑油泄漏或冷却水渗入；密封失效时应及时更换密封件。观察轴封漏水情况，一般应≤10L/min（具体以设计要求为准），调整轴封水压至0.1-0.3MPa，高于尾水位0.05-0.1MPa。

止漏环间隙检查标准转轮与固定止漏环的径向间隙应符合设计要求，通常为转轮直径的0.5‰~1‰；轴向间隙需均匀。例如，某水电站水轮机上止漏环单边间隙为1.3-1.5mm，下止漏环为1.4-1.6mm。

止漏环间隙调整方法若间隙超差，可通过修刮止漏环或调整转轮轴向位置修正。调整过程中需使用塞尺精确测量，确保间隙均匀，避免出现偏磨现象，以减少容积损失，保证水轮机效率。

冷却系统清洗与耐压试验冷却系统清洗要求冷却器内外需清扫干净，冷却水管内壁冲洗干净，确保无杂物、水垢堵塞，以保证冷却效率。

耐压试验标准耐压试验应符合图纸技术要求，具体压力及保压时间按设计规定执行，确保冷却系统无泄漏。

冷却器更换原则根据冷却器设计寿命适时更换，若在检查或试验中发现冷却器存在无法修复的损坏（如严重腐蚀、破裂），也应及时进行更换。06辅助系统维护要点

调速系统参数整定与响应测试01核心参数整定标准定期校验调速器转速死区≤0.04%，永态转差率0~8%可调；PID参数根据电网要求优化，确保调节精度与稳定性。

02动态响应性能测试模拟甩负荷试验，超调量≤30%，调节时间≤10s；接力器全行程动作时间符合设计要求（通常≤30s）。

03反馈机构校验要求位移传感器（LVDT）线性度误差≤0.1%，机械反馈连杆间隙≤0.05mm，保证反馈信号与实际开度一致。

04液压系统稳定性指标油压装置压力波动≤0.05MPa，主配压阀、辅助接力器无渗漏；油质需达到GB/T标准L-TSA46级要求。油系统油质监测与净化处理油质监测关键指标与标准每月检测油的颗粒度（≤NAS8级）、水分（≤100ppm）、酸值（≤0.1mgKOH/g）；油质需达到GB/T《汽轮机油》的L-TSA46级要求，确保润滑与冷却性能。油质超标判断与处理流程当颗粒度、水分或酸值超标时，立即启动滤油机（精度≤3μm）循环过滤；若油质严重劣化（如乳化、发黑），需彻底更换新油并清洗油箱及管路。滤油机运行与维护要点滤油机运行时需监控进出口压差（≤0.1MPa），定期更换滤芯（每3个月或压差超标时）；确保滤油过程中油温控制在40-50℃，提升过滤效率。油质净化效果验证方法净化处理后，需重新取样检测油质指标，直至颗粒度、水分等符合标准；对重要机组（如单机容量10MW以上），建议采用在线油质监测系统实时监控。

气系统压力控制与干燥器维护空压机排气压力控制标准空气压缩机的排气压力应稳定在0.7~0.8MPa范围内，运行中压力波动不得超过0.05MPa，确保气系统供压稳定。

储气罐安全附件校验要求储气罐的安全阀需每年校验一次，压力表每季度进行检定，确保压力监测与安全保护装置可靠有效。

干燥器吸附剂更换周期干燥器的吸附剂（如分子筛）每两年更换一次，保证出口空气露点≤-40℃，避免压缩空气带水影响设备运行。

压缩空气管路密封性检测采用肥皂水检测压缩空气管路密封性，确保无气泡产生；气动阀门动作时间应≤3s，反馈信号与实际位置一致。水系统水质管理与管路维护

水质监测指标与标准技术供水水质需达到悬浮物≤20mg/L、硬度≤100mg/L（以CaCO₃计）；每月检测颗粒度（≤NAS8级）、水分（≤100ppm），超标时启动滤油机循环过滤。水质净化处理措施定期清洗取水滤网及过滤器，防止杂物堵塞；采用滤油机（精度≤3μm）处理油系统污染，必要时更换新油，确保油质达到GB/T标准L-TSA46级要求。管路系统巡检维护每周检查油管路法兰密封无渗漏，阀门开关灵活；每季度对阀门进行活动性试验，防止阀芯卡涩；每年检查管路腐蚀情况，锈蚀严重管段及时更换并涂防腐涂层。排水系统通畅保障每月进行排水泵启停试验，检查扬程、流量符合设计；每年清理集水井杂物，确保排水管路无堵塞；监测集水井水位自动控制功能，保障排水系统可靠运行。07常见故障诊断与处理

振动异常原因分析与处理措施水力因素导致振动转轮汽蚀（过流部件表面麻点、坑洞）、尾水管涡带（负荷在30%-70%额定值时易出现）、导叶开度不均（接力器不同步）等水力因素会引发振动。

机械因素导致振动轴系不对中（联轴器间隙超标）、转轮不平衡、轴承间隙变化、基础螺栓松动等机械问题会造成机组振动。

振动异常处理方法汽蚀严重时修复转轮；调整轴系同心度；校准导叶开度；在尾水管加装补气装置消除涡带；加固基础螺栓，扭矩符合设计要求。轴承温度过高故障排除流程

故障现象确认与初步判断通过温度监测系统或红外测温仪确认轴承温度超过规定值（滑动轴承≤65℃，滚动轴承≤75℃），并伴随振动增大或异响等现象。

润滑系统检查与处理检查油箱油位是否在油标1/2-2/3处，油质有无乳化、杂质或发黑；若油位不足则补充至规定油位，油质劣化时立即更换符合GB/T标准的新油。

冷却系统检查与处理检查冷却水管路有无堵塞、泄漏，冷却水压是否≥0.2MPa，水温差是否≤10℃；清理冷却器表面杂物，必要时用高压水冲洗内部，确保冷却流量达标。

机械部件检查与处理测量轴承间隙（导轴承间隙通常为轴颈直径的1.5‰-2.5‰），检查轴瓦有无磨损、巴氏合金脱壳或裂纹；若间隙超标或瓦面损坏，进行刮研修复或更换轴承。

故障排除后验证与记录处理完成后启动机组，监测轴承温度应在30分钟内降至正常范围，振动值符合ISO标准（≤4.5mm/s）；详细记录故障原因、处理措施及更换部件信息，存入设备档案。

导叶漏水与剪断销断裂处理导叶漏水原因分析导叶漏水主要原因包括密封件老化损坏、导叶磨损或气蚀导致密封面不严密、导叶间隙调整不当、导叶轴套吸水膨胀卡涩等。

导叶漏水处理措施检查导叶密封件，及时更换老化或损坏的密封件；对磨损、气蚀的导叶进行修复，研磨密封面；测量并调整导叶间隙至设计要求，确保导叶关闭严密。

剪断销断裂现象与危害剪断销断裂时，导叶剪断销信号灯亮，机组振动、摆度增大，可能出现负荷异常波动，严重时导致导叶失控，影响机组正常停机。

剪断销断裂原因分析导叶间被杂物卡住、导叶开关过快受冲击剪切力、导叶连臂尺寸调整不当或锁紧螺母松动、导叶尼龙套吸水膨胀抱轴过紧、顶盖和底环抗磨板凸出等。

剪断销断裂处理方法立即停机检查，清除导叶间杂物；更换断裂的剪断销，检查并调整导叶连臂尺寸及锁紧螺母；处理尼龙套膨胀或抗磨板凸出问题，确保导叶动作灵活。

出力不足与空蚀故障应对策略出力不足故障诊断与处理水轮机出力不足表现为满负荷时负荷波动大、伴随振动异响。主要原因包括拦污栅堵塞、导叶卡涩、水头损失过大或尾水位升高。处理措施：清除拦污栅杂物，检查导叶开度同步性及气蚀情况，确保水流通道畅通。

空蚀现象的预防与修复空蚀多发生于转轮叶片出水边及焊缝处，表现为表面麻点、剥落。预防措施