水轮机运行规程.doc

Four short words sum up what has lifted most successful individuals above the crowd: a little bit more.-author-date水轮机运行规程水轮发电机组运行规程四川三岔沟水电开发有限公司四川三岔沟水电厂企业标准QB Q/SCGJS-YG-2013卡子水电站运行规程2013-08-01发布 2013-09-01实施四川三岔沟水电开发有限公司卡子水电站运行规程审 批： 审 核： 编 制： 四川三岔沟水电厂二零一三年七月一日 -一、 水轮机运行规程1 适用范围本标准规定了卡子水电站水轮机主要技术参数、运行要求、运行安全、水轮机运行操作、水轮机监视及巡回检查、水轮机运行维护、水轮机故障及事故处理等。本标准适用于卡子水电站运行人员和生产管理人员对水轮机的运行管理，也可供有关检修、维护人员参考。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 8564-2003 水轮发电机组安装技术规范GB/T 15468-2006 水轮机基本技术条件GB/T 10969 水轮机通流部件技术条件3 定义和术语3.1 机组运行状态指水轮发电机组在停机、空转、空载、并网发电运行时的状态。3.2 机组停机态指水轮发电机组转速为零，喷针全关，发电机出口断路器在分闸状态的运行状态。3.3 机组空转态指水轮发电机组达额定转速运行，转子励磁未投入，定子无电压，发电机出口断路器在分闸状态的运行状态。3.4 机组空载态指水轮发电机组达额定转速运行，转子励磁投入，定子达额定电压，发电机出口断路器在分闸状态的运行状态。3.5 机组发电态指水轮发电机组达额定转速运行，转子励磁投入，定子达额定电压，发电机出口断路器在合闸状态，发出有功功率和无功功率的运行状态。3.6 毛水头上、下游水位差值称为水力发电厂的毛水头。3.7 工作水头水轮机做功的有效水头，等于水轮机进口断面和出口断面的单位能量差（米）。3.8 设计流量在设计水头和额定转速下，水轮机发出额定出力时通过的流量（立方米/秒）。3.9 转速水轮机转速是水轮机转轮单位时间内旋转的次数，常用n表示，转速的单位为“转/分钟”。4 水轮机概述及主要技术参数卡子水电站水轮机是由重庆立崧电机设备有限公司制造，水轮机额定出力为2×7.032MW。本厂水轮机型号为CJA475-W-138/2×15.5，水轮机系卧轴微机单元控制直流内控型油操作双喷嘴冲击式水轮机。具有结构紧凑合理、重量轻、效率高、操作简单、安全可靠等优点，其安装、使用、维护都十分方便。本水轮机是由转动部分、喷嘴装配及管控部分、机座装配以及平水栅等组成。在整个操作机构中为确保机组压力钢管的安全，设置了由全液压控制的直流内控式喷嘴与偏流器组成的双重调节机构，动作由YWCT-2/2-4.0型微机调速器控制。调速器与水机之间无杆件推动传递，减少了连接死区，调节性能优秀，完全可以满足电能质量和调节保证的要求。此外，每台水轮机进水管前装有一个直径为800mm的液压球阀，以利于检修喷嘴和事故停机。本机组还设置反向制动喷嘴，供停机用。在机座下方设有平水栅，停机后，可供装配检修之用。水轮机主要技术参数见表1。表1 水轮机主要技术参数表名 称参 数名 称参 数型 号CJA475-W-138/2×15.5额定效率90额定功率7.106MW额定流量2.7 m3/s额定水头295m飞逸转速900 r/min额定转速500 r/min转轮节圆直径1380 mm 射流直径155 mm喷针最大行程125.6 mm喷 嘴 数2 个喷针最大工作压力4.0 MPa5 水轮机运行要求5.1 对技改后水轮机技术参数变更内容应有详细书面文件，留一份存放控制室备查。5.2 水轮机的停修及恢复投运，应经省调值班调度员批准，按调度命令执行；紧急情况下，水轮机的事故停运，值长可以事先作出决定，但事后应逐级向上汇报。5.3 水轮机的工作环境应清洁，厂房内空气的相对湿度不超过70%。5.4 机组机械制动加闸转速:25%Ne，制动油压2.5MPa，制动时间2min。5.5 正常情况下，制动油压低于2 MPa时，不得启停机组。5.6 机组机壳进人门密封良好，进人门紧固螺栓安装牢固。5.7 机组喷针接力器及喷针开度反馈信号准确。5.8 机组的开停机必须经相关领导或值长的允许；进水口事故检修闸门起落操作必须经主管生产的领导允许。6 运行安全6.1 为防止发生水轮机事故，并网电厂的水轮机的技术性能和参数应满足所接入电网要求，并应达到安全性评估和技术监督的要求。6.2 为保证水轮机安全运行应满足以下要求：6.2.1 机组正常运行时应避开运行振动区域。6.2.2 调速器水头设定或采集与实际相符，保证水轮机高效稳定运行。6.2.3 水轮机运行水头应严格遵守设计水头规定范围。6.2.4 水轮机各类机械保护应全部投入，动作可靠。6.2.5 水轮机保护的控制电源应稳定可靠。6.2.6 机组压力油管连接牢固，无振动现象。6.2.7 水轮机运行时摆度在正常范围内。6.3 水轮机技改设备投运前，应经所在单位领导同意，报相关调度部门批准，并做好事故预想。水轮机新增加或技改设备，必须经厂家试验认证和运行现场的全面检验，方可投入运行。6.4 定期检查和分析水轮机在运行中反映出来的各类不正常状况。建立水轮机机械结构和流道定期检查和记录制度，从中找出薄弱环节和事故隐患，及时采取有效对策。6.5 检查水轮机机壳进人孔门全部封盖严密；6.6 油压装置未失压前，不得许可在调速系统及其自动装置上进行工作。6.7 继电保护、自动装置及仪表整定值，值班人员不得擅自更改。7 水轮机操作的注意事项7.1 水轮发电机组新安装和A、B修后启动机组按启动试验程序进行，其它性质检修的机组应经按有关试验要求合格后，方可并入系统。7.2 发电机组启动操作注意事项及检修后的机组（水轮机部分）必须完成下列工作后方可启动：7.2.1 收回有关工作票，并办理了工作终结手续。工作人员全部撤出工作场所，拆除所设全部安全措施（如短路接地线、标示牌、临时遮拦等），并确定转动部分无异物，无人作业，关闭风洞进人门。作业交待清楚，现场清理干净，并经主管生产领导同意方可进行恢复工作。7.2.2 检查油系统与调速器投入正常。7.2.3 水机保护投入正常。7.2.4 制动系统投入正常，油压制动装置已复归。7.2.5 机组技术供水系统投入都正常。7.2.6 机壳进人门且无漏水现象。7.2.7 进水阀已全开。7.3 室温低于5时，水系统有关设备应及时做好防冻措施（在条件允许时放空存水，或保持过水设备的流水状态）。7.4 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试验，同时要求进行检修交待。7.5 备用水轮机应满足以下条件：7.5.1 进水阀应全开。7.5.2 各部动力电源、操作电源、信号电源投入良好。7.5.3 调速系统正常,调速器在“自动”、“远方”控制方式。7.5.4 制动系统良好。7.5.5 各部油槽油色、油位正常。7.5.6 各保护装置、自动装置投入良好。7.5.7 未经当值值长同意，不得在备用机组上进行工作。7.6 开停机的有关要求7.6.1 未经当值值长同意，禁止将调速器喷针控制方式切“手动”运行；7.6.2 在自动开停机过程中，自动装置动作不良，应手动帮助。7.6.3 事故停机后，未查明原因和排除故障前不准再次开机，各种故障、事故信号未经当值值长同意，不得随意复归。7.6.4 轴瓦和油槽温度比正常高23或突然出现普遍上升时，及时分析原因；若个别点接近报警限额，先调整机组的运行工况并密切关注其温度变化情况，然后通知相关维护人员检查，并及时向主管生产领导和相关领导汇报；7.6.5 轴承的振动、摆度值不能超过允许限值。7.6.6 调速器机械操作柜内两滤芯前后压差不得超过0.3Mpa；7.6.7 调速器机械操作柜喷针控制方式在“手动”运行时，柜旁应有专人监视；7.6.8 正常情况下，原则上优先开启连续停机时间最长的机组。7.6.9 备用机组经巡视检查无异常后可以开机。8 水轮机监视和巡回检查8.1 水轮机监视8.1.1 监视油泵工作正常，压力油罐油压，油位符合运行规定。8.1.2 监视机组频率正常，喷针动作正确。8.1.3 监视机组各振动摆度点测值正常，无越限情况。8.1.4 监视机组各轴承油位正常，无油位报警信号。8.1.5 监视机组各轴承温度测点测温正常，温度显示在规定范围内。8.1.6 监视机组冷却水水压正常，冷却水总管流量无明显变化。8.1.7 监视水轮机密封正常，无漏水现象。8.2 水轮机的巡回检查8.2.1 水轮机运行中巡回检查项目：8.2.1.1 检查前导、后导轴承油温、油色、油位正常，各管路无漏油、漏水现象。8.2.1.2 机组油压制动装置压力正常。8.2.1.3 喷针开度与实际相符。8.2.1.4 检查各冷却水水压、流量正常。流量开关显示正常。8.2.1.5 接力器传动机构周围无杂物，传动无卡阻。 8.2.1.6 接力器各连接完好，接力器无渗漏油现象。 8.2.1.7 水轮机大轴转动平稳，大轴接地碳刷接触良好。 8.2.1.8 转轮室无异常撞击声。8.2.1.9 检查机壳进人门密封可靠，无漏水现象。8.2.2 备用水轮机的巡回检查项目：8.2.2.1 检查油压装置油位、油压正常。8.2.2.2 供油总阀全开，各供排油管路无渗漏。8.2.2.3 制动油压正常，制动闸确在复归位置且制动闸动作可靠。8.2.2.4 油泵自动控制回路正常，切换开关在自动位置。8.2.2.5 机组各部冷却器完好，进水阀门位置正确，且无漏水现象。8.2.2.6 前导油槽、后导油槽的油位、油质正常。8.2.2.7 三叉管下方放水阀已全关。8.2.2.8 机壳进人门已关闭。8.2.2.9 检查水轮机仪表屏各测量显示值正确。8.2.3 运行中的水轮发电机组遇到下列情况时应停机检查：8.2.3.1 发电机发生突然撞击者。8.2.3.2 发电机的振动和摆度突然增大者。8.2.3.3 机组声响不正常者。 8.2.3.4 油槽的油面突然上升或下降者。8.2.3.5 冷却水突然中断，超过规定时限仍无法恢复者。8.2.3.6 轴承的温度突然升高，经处理仍无法降低者。8.2.3.7 稀油站油位异常，油泵运行异常。8.2.3.8 定子线圈或铁芯温度突然大幅上升或跳跃上升者。8.2.4 水轮机检修后投入备用或第一次启动运行前，必须注意做下列检查工作：8.2.4.1 水轮机各项检修工作结束，按验收等级验收合格，检修工作人员全部撤离现场，办理工作票终结手续，作业交待清楚，现场清理干净，并经安全生产部领导同意方可进行恢复工作。8.2.4.2 在封闭机壳进人孔门前，应先检查里面确无人员和物件遗留在内。8.2.4.3 机组冷却水管路水耐压试验结束，耐压合格。8.2.4.4 制动系统恢复正常，且制动闸复位。8.2.4.5 各油槽油位正常正常。8.2.4.6 机组流道充水工作前，应先检查机壳进人门关闭良好，三叉管防水阀全关，机组喷针在全关位置，各压力监视装置正常。8.2.4.7 进水阀全开后，应检查各部水压力正常，无渗漏水现象。8.2.4.8 进水口闸门全开后，恢复冷却水系统，阀门在正常位置。 8.2.5 机组开停机前后应对水轮机各部进行一次全面检查。9 水轮机运行维护9.1 为保证水轮机运行的安全可靠，水轮机必须定期进行测试维护工作，发现问题要及时通知相关人员处理。9.2 按照运行规程定时检查各油温、瓦温、压力表等数值。9.3 定期检查调速器系统的油质。9.4 经常检查油系统的油位，不足时应补充新油。9.5 定期清洗滤油器，滤水器。9.6 经常观察转动部分的运转情况，如有异常应及时检查处理。9.7 透平油库内净油罐应有足够的透平油，室内应保持清洁，消防设施齐全并摆放规范。9.8 油系统管路中各阀门位置正确，无渗漏现象。9.9 主轴密封漏水情况10 水轮机故障与事故处理10.1 故障和事故发生时的处理原则10.1.1 根据仪表及#1B主变显示、设备异常现象和外部现象判断故障或事故确已发生。10.1.2 在值长的统一指挥下，合理安排值班人员进行处理，采取有效措施遏制故障或事故的发展，解除对人身和设备的危害，恢复设备的安全稳定运行，按照设备的管理权限，及时将处理情况向调度、安全生产部汇报，严重事故应向安全生产部经理及厂长回报。10.1.3 在处理过程中，值班人员应坚守岗位，迅速正确地执行值长的命令。对重大突发事件，值班人员可依照有关规定先行处理，然后及时汇报。10.1.4 在保护动作事故停机过程中，注意监视停机过程，必要时加以帮助使机组解列停机，防止事故扩大。10.1.5 对事故设备应尽快隔离，对正常设备保持或尽快恢复运行。10.1.6 处理完毕后，当值值长应如实记录故障或事故发生的经过、现象和处理情况。处理过程中要注意保护事故现场，未经值长同意不得复归事故信号或任意变动现场设备情况，紧急情况除外（如危及人身、设备安全时）。10.2 机组遇以下情况之一，应按紧急停机按钮：10.2.1 轴承油槽油位急剧下降，大量漏油、甩油，补充不及，且瓦温急剧上升时。10.2.2 空冷器冷却水管大量漏水，无法制止，威胁机组安全运行时。10.2.3 机组过速达140额定转速或调速器失灵无法关闭喷针和投入偏流器时。10.2.4 调速器失灵，手动无法控制时。10.2.5 发电机或励磁功率柜着火。10.2.6 机组内部发生连续的特大异常响声时。10.2.7 机组振动、摆度超过允许值，并继续恶化时。10.2.8 调速系统油压下降至3.0Mpa，事故低油压未动作时。10.2.9 稀油站油箱严重漏油或冷却器严重漏水，危及设备安全。10.2.10 其它严重危及设备安全时。10.2.11 压力管道发生爆管事故时。10.3 遇下列情况时，值班人员可不经允许先行解列停机，但事后应汇报：10.3.1 机壳进人门大量漏水；10.3.2 水淹厂房。10.4 机组过速140Ne动作10.4.1 事故现象10.4.1.1 #1B主变发“机组过速140Ne动作”事故信号。10.4.1.2 现地控制单元LCU屏上“机组过速140Ne动作”指示灯亮。10.4.1.3 #1B主变上有 “机组过速140Ne”等语音报警及报文。10.4.1.4 测速装置转速记忆的转速已超过150Ne。10.4.1.5 对应机组事故停机，伴有机组高速运转的回转声。10.4.2 事故处理10.4.2.1 监视机组事故停机过程和自动化元件的动作情况，发现拒动时应及时手动帮助。10.4.2.2 检查机组保护动作过程，如机组过速保护装置拒动，应立即手动紧急停机，若纯机械过速装置已动作，严密监视停机过程自动化元件的动作情况。10.4.2.3 停机后，应查明事故原因并做好机组转动部分检查的安全措施，在相关人员对测速装置及机组全面检查完毕、确认各部无异常后才可以启动机组，机组启动后应测量摆度，正常后方可并入系统运行。10.5 事故低油压 10.5.1 事故现象10.5.1.1 现地控制单元LCU屏上“事故低油压动作”指示灯亮。10.5.1.2 #1B主变上报 “事故低油压” 信号弹出报文及语音报警。10.5.1.3 油压装置油压降至3.0Mpa以下。10.5.1.4 机组出口断路器跳闸。10.5.1.5 机组灭磁开关跳闸。10.5.1.6 机组事故停机10.5.2 事故处理10.5.2.1 监视机组事故停机动作情况，自动失败，手动帮助。 10.5.2.2 检查油泵是否启动、是否打不上油。 10.5.2.3 检查油压系统阀门管道是否有破裂跑油现象。 若压力油无法恢复，联系维护人员处理。10.6 轴承温度过高10.6.1 事故现象：10.6.1.1 #1B主变报“轴承温度过高”事故信号报文及语音报警。10.6.1.2 机旁LCU柜报“轴承温度越高限”信号。10.6.1.3 发电机出口断路器跳闸。10.6.1.4 机组事故停机。10.6.2 事故处理：10.6.2.1 监视机组停机过程，若自动失败，应手动帮助。10.6.2.2 检查机组各部温度，判明是否误动10.6.2.3 查明事故原因，无法处理应及时联系维护人员。10.7 轴承温度高10.7.1 故障现象：10.7.1.1 #1B主变报“轴承温度高”故障信号及语音报警。 10.7.1.2 机旁LCU柜报“轴承温度高”信号。 10.7.2 故障处理： 10.7.2.1 检查信号是否误动。 10.7.2.2 监视各轴承温度，观察温度是否有上升趋势，如有上升趋势，准备停机。 10.7.2.3 检查各轴承油槽冷却水是否正常。10.7.2.4 检查机组摆度是否过大，调整机组负荷。 10.7.2.5 如无法控制轴承温度，及时联系省调，停机处理。10.8 机组冷却水中断 10.8.1 故障现象：10.8.1.1 中控室计算机监控系统报“机组冷却水中断”故障讯号及语音报警，10.8.1.2 机旁LCU柜报“机组冷却水中断”信号。10.8.2 故障处理： 10.8.2.1 检查信号是否误动。 10.8.2.2 检查冷却水是否投入正常，水压是否足够。 10.8.2.3 检查发电机定子温度、热风温度是否升高。10.8.2.4 检查空气冷却器管路是否漏水，如有漏水，退出故障冷却器。10.8.2.5 检查各导轴承及温度是否有升高现象，是个别还是多数现象,如有几个导瓦温度升高，并加强监视。如导瓦温度上升速度过快，立即停机。10.8.2.6 如发电机无异常，热风温度不超过定值，联系维护人员检查信号回路。10.8.2.7 如冷却水短时不能恢复，密切监视发电机温度，若急剧上升，联系调度降低负荷或停机处理。10.8.2.8 现场检查示流器和冷却器状况。 10.8.2.9 冷却水管路有无漏水。 10.9 机组振动、摆度偏大：10.9.1 故障现象：10.9.1.1 #1B主变报“机组摆度越限动作”，并弹出简报信息及语音报警。10.9.1.2 机组可能运行声音增大。10.9.1.3 轴承温度较正常情况偏高。10.9.1.4 故障处理： 10.9.1.5 监视机组振动、摆度，判断振动、摆度是否升高。10.9.1.6 严密监视各轴承温度是否升高。10.9.1.7 调整机组运行工况脱离振动区运行，使振动或摆度最小。无效时，应查明振动、摆度偏大的原因，并根据振动或摆度偏大值，决定是否停机处理。10.9.1.8 若经测量机组振动、摆度未偏大，应查看是否是振摆装置故障所至,并联系检修处理故障。10.10 机组油压装置油泵启动频繁10.10.1 若油泵启动/停止整定值改变，则联系维护人员调整。10.10.2 若接力器漏油较大，则设法减少漏油。10.10.3 若调速器抽动，则设法减少其抽动。10.11 机组油压装置油泵备用启动10.12 若“主用”油泵不启动，或虽启动但不上油，则查明原因，即时处理。10.13 若油泵启动/停止整定值改变，则联系维护人员调整。10.14 若接力器漏油较大，则设法减少漏油；10.15 若调速器抽动，则设法减少其抽动。