水轮发电机组运行知识（推荐8篇）
第一节
水轮机的常见故障与事故处理
水轮机运行中难免会发生各种各样的异常情况,同一异常现象可能有不同 的产生原因,因此,在分析故障现象时,要根据仪表指示,机组运转声响,振动,温度 等现象,结合事故预兆,常规处理经验进行分析判断,必要时采用拆卸部件解体检 查等方法和手段,从根本上消除设备故障.一
水轮机出率下降
水轮机导叶开度不变的情况下,机组出率下降明显,造成水轮机出率下降 的常见原因有;(1)上游水位下降,渠道来水量急剧减少.(2)前池进水口栏污栅杂草严重阻塞.(3)电站尾水位抬高.(4)水轮机导叶剪断销断裂,个别导叶处于自由开度状态.(5)水轮机导水机构有杂物被卡住,冲击式机组的喷嘴堵塞.(6)冲击式机组折向器阻挡水流.针对上述原因进行相应的检查处理
(1)若水库水位下降,有效水头减小,则水轮机效率降低,机组出力下降.水库水位过低,应停止发电运行,积蓄水量,抬高水位后再发电.渠道来水量急剧 减少,或上游电站已经停机,渠道发生事故断流,应停机后检查处理.(2)要及时清理栏污栅杂草,防止杂草阻塞以致影响水轮机出力.(3)检查尾水渠道有否被堵塞,是否强降雨造成河道水位抬高.(4)详细检查水轮机导叶拐臂的转动角度是否一致,发现个别导叶角度
不一致时停机处理.(5)检查水轮机内部噪声情况,做全开,全关动作,排除杂物.必要时拆卸
水轮机尾水管或打开进人孔进入蜗壳,取出杂物.(6)检查冲击式机组折向器位置,如其阻挡水流,须调整折向器角度.水轮机出力下降,往往会出现异常声响和振动,蜗壳压力表指示下降或大
幅度波动等现象,要根据情况进行分析和判断处理.二
水轮机振动
水轮机运行过程中振动过大会影响机组正常运行,轻则机组运行不稳定, 出力波动大,轴承温度高,机组运转噪声大,而其机组并网困难;重则引起机组固定 部件(地角螺栓)损坏,尾水管金属焊接部件发生裂纹,轴承温度过高而无法连续运 行.应针对不同情况,查清机组振动原因,采取对应措施,恢复机组正常运转.水轮机 振动通常是由机械安装和水力平衡两方面原因引起的.(一)机械安装方面
(1)由于主轴弯曲变形,机组主轴同心度不好,主轴法兰连接不紧,轴承调
整不良,间隙过大等原因,开机后会引起大的振动.这属于机组检修质量不合格的 问题,必须拆卸机组部件重新检测安装.(2)机组转动部件间隙过小,摆度大会引起局部摩擦,从而会产生机组振
动并伴随声响.此时,摩擦部位温度较高,必须重新调整处理.(3)机组转动部分重量不平衡,机组振动情况与转速高低有关,与负荷大
小无多大关系.这通常是属于转轮补焊后,叶片重量不等,叶片局部变形严重的问 题,必须拆卸机组转轮进行动平衡检查及叶片形状测量比较修正,消除机组振动.(二)水力平衡(1)尾水管中水流漩涡引起水轮机振动,此时机组振动大小与负荷有关, 机组负荷小时容易引发振动,且机组噪声明显增大.通常采取避开此运行工况 区域,或在尾水管中安装补气管进行补气的方法,减轻或消除漩涡引起的机组 振动.(2)冲击式机组,当尾水位上涨时,尾水回溅到转轮的水斗上,扰乱喷针 射流的正常工作,会引起机组振动的增加;正常情况,冲击式机组的尾水位与转 轮有一定的距离,尾水为无压流动,但有时尾水管补气孔过小或堵塞,尾水管真 空度增加,尾水位抬高,甚至淹没转轮,则发生强烈振动,机组出力大幅下降.(3)混流式机组转轮叶片间被杂物卡住,导叶被杂物卡住,导叶销断裂, 单只导叶自由活动,造成水流不平衡,此时机组声响异常,出力下降,必须仔细 检查,根据原因进行处理,必要时拆卸尾水管取出杂物.三
水轮机轴承温度过高
轴承温度过高,会影响机组正常运行.温度过高的主要原因有;(1)机组振动较大,主轴摆度大,轴承受力增大.(2)轴承油位过低,润滑油型号不对,润滑不良.(3)轴承冷却器堵塞,冷却水中断,冷却条件不良.(4)轴承间隙过小,巴氏合金瓦点子大,轴承摩擦损耗增大.(5)轴承冷却器漏水,顶盖排水不畅引起轴承进水,润滑油劣化.处理方法;根据故障原因分别进行处理,机组振动大要设法消除,轴承间隙 小要调整,瓦面点子大要修括,润滑油方面问题要根据原因进行处理.四
水轮机主要零部件的机械磨损
由于水质不良,检修周期过长,水轮机主要零部件经常会发生机械磨损,从 而会影响机组的正常运行.常见机械磨损有;(1)橡胶瓦轴承,当发生缺水干摩擦时,即使时间较短,也会使橡胶轴瓦的 温度急剧升高,加速轴瓦与轴颈的磨损,因此,橡胶轴承应加强冷却水的监视,防 止缺水运行.(2)导叶机构的部件磨损,常发生在转动部件的接触部位,即导叶轴劲处, 因水质差,水中沙粒落入轴劲内引起磨损增加,检修周期过长,磨损加剧.导叶机 构磨损,漏水量加大,会影响水轮机关机,造成刹车困难.(3)水轮机轴的磨损主要发生在有盘根的地方,盘根质量不佳,盘根压板 过紧,水质差,沙粒进入盘根处等原因均会增加轴颈的磨损,多年使用不处理,会 影响主轴密封效果.第二节
水轮发电机的异常运行与事故处理
由于受外界因素(电网)的影响和发电机自身的原因,发电机在运行中可能
会发生各种异常现象.当发电机发生异常现象时,有关表记的指示会明确反映, 同时保护据继电器动作,断路器跳闸,水电阻接触器自动投入,调速器自动关机, 发出故障音响及灯光信号.此时,运行人员应根据故障瞬间仪表指示,保护信号 指示,开关和设备的动作情况,现场设备的其他情况,判断故障的性质和部位,沉 着,迅速,正确的排除故障,不使故障扩大产生严重后果.一
发电机过负荷
小型发电机在并入大电网运行时一般不会出现过负荷现象(除人为因素 外),可能出现过负荷的情况有;(1)电网高压线路某处发生事故,线路电压大幅下降.(2)机组运行于独立小电网时,供电负荷过大;机组并网运行于用户线 路,由于该线路突然停电,用户的负荷接近于机组供电负荷,因而会出现并网过 负荷运行.水轮发电机组在正常运行时不允许过负荷.运行规程规定,事故情况下 发电机可以承受短时过负荷.因发电机对温升和绝缘材料的耐温能力有一定 的裕度,故短时间过负荷对绝缘材料的寿命影响不大.绕组绝缘老化有一个过 程,绝缘材料变脆,介质损坏增大,耐受击穿电压强度降低等都需要有一个高温 作用的时间.高温作用时间愈短,绝缘材料的损害程度愈轻.发电机短时间过负荷的电流允许值执行制造厂的规定.若制造厂没有规
定,则小型发电机可参照规程执行.事故或特殊情况需要发电机组过负荷运行,当发电机定子电流超过允许 值时,电气值班人员应首先检查发电机的功率和电压,并注意定子电流超过允许 值所经历的时间,然后用减少励磁电流的方法降低定子电流到额定电流值,但不 得使功率因数过高和定子电压过低,若此方法不奏效,则必须降低发电机的有功 负荷或切断一部分负荷,使定子电流降到许可值.若正常运行中的发电机定子出口风温已经达到75摄氏度,转子绕组励磁 电流,电压达到或超过额定值,则没有紧急特殊情况,机组不应再执行过负荷运行 规定,应立即解列停机,待电网线路恢复正常后再进行并网运行,以确保机组自身 安全.二
发电机三相定子电流不平衡
引起三相定子电流不平衡的原因有;(1)检查发电机各部温度,是否存在局部过热现象.发电机内部绕组可能
存在匝间短路故障.(2)检查励磁分流电抗器绕组的颜色和温度,是否存在一相绕组发热,绝
缘烧坏引起严重匝间短路,引起三相定子电流不平衡.(3)检查励磁系统各整流管散热器的温度情况.个别整流管突然烧坏,此
时励磁电流比正常值小很多,温度较低的整流管可能已烧坏.(4)检查断路器,主变压器高低压侧的连接头是否有发热现象,因为在接
触电阻不稳定时会伴随电流波动.(5)系统单相事故,造成单相负荷特别大.根据不同原因,停机后进行仔细检查并分别进行处理.如果在发电机运行
中发现定子有一相电流已经超过额定值,应迅速调整(降低)励磁电流.必要时可 同时采用降低机组有功功率的方法,将发电机定子电流降低到额定电流以下,以 确保机组安全运行.三
机组启动后不能建压
机组正常启动,导叶开度已经在空载位置,机组转速上升(声响达到正常值), 发电机电压表无指示,励磁电流表无指示,则发电机不能建压.发电机不能建压的原因有;(1)发电机转子剩磁消失或剩磁电压过低.(2)整流原件损坏(开路或击穿).(3)分流晶闸管的调整电阻位置不正确,或晶闸管已击穿.(4)励磁回路接触不良,如电刷被卡住,滑环表面接触不良.(5)机组转速太低,不能自励建压.(6)励磁引出线接线接反,剩磁方向相反.(7)晶闸管和触发电路故障,保护熔断器烧坏.(8)起励接触器触点接触不良.若发电机转子剩磁太小,则检查机组导叶开度,提高机组转速,然后用6V干
电池短时搭接在L1(+),L2(－)两接线端子上,发电机起励,定子电压上升后,迅速脱 开干电池,防止发生意外.如果仍然不能建压,必须仔细检查励磁接线,拆开元件,分 段分部件检查各整流管,电刷滑环,转子绕组,励磁绕组,晶闸管及触发控制板,起励 接触器等,发现问题,逐个排除.四
发电机运行中欠励磁或失磁.发电机运行中,晶闸管损坏,突然二相运行,使发电机的励磁电流大幅度减少, 甚至使发电机进相运行,这种现象称为发电机的欠励磁.发电机转子励磁回路断线, 晶闸管励磁开关误跳闸或励磁二相以上整流管损坏,会使发电机失去励磁电流而 造成失磁.发电机欠励磁运行,用钳形电流表检查励磁回路三相电流,发现是励磁少一 相工作,这时应降低有功负荷,解列停机后进行检查处理.并网运行的发电机失磁后的现象,励磁电流表指示将为零;发电机定子电压 表指示下降,定子电流异常增大,过负荷保护动作发信号;此时发电机转速略有升高, 功率因数表进相,无功电能表倒转.发电机失磁后,发电机同步运行变为异步运行,发电机向电网吸收大量无功 功率.处理方法;(1)值班人员应降低有功功率,以便降低定子电流;(2)手动增加励磁电流或合上励磁开关(励磁分闸时)恢复励磁电流;(3)如仍无效果,说明励磁转子绕组回路有断路故障,应立即解列停机检查
处理.五
发电机振荡和失步
当系统中发生短路或附近电网中有大容量的设备投切是,系统的静态和动态 稳定将被破坏,从而会使发电机的驱动力矩与阻力矩失去相对稳定,可能会引起定子 电流和功率的振荡,振荡严重时,会使发电机失去同步运行.此时,发电机将不能保持 正常运行.(一)发电机振荡
小型水电站发电机出现振荡,通常是由发电机励磁系统反应灵敏引起的.电网
电压稍有变化,发电机励磁自动调整,往往是由于附近有相同特性的水轮发电机组相 互抢无功引起的.特别是两台电抗分流励磁的机组并联运行时,调整不当会引起机组 振荡.对并网机组的解决办法是:(1)增加调差率,使发电机无功有差调整,防止出现抢无功现象.(2)减少分流电抗器匝数,即减小励磁分流比例,使机组励磁系统对负荷的反
应灵敏度减弱,减少参与电网的无功自动调整比例.(3)若是两台容量和特性相同机组并联运行引起的,则将励磁输出通过开关
并接,使两台机组励磁电流相等,防止无功分配不均匀.这种方法虽然有效,但操作不安全 ,故实际很少采用.(二)发电机失步
当发电机振荡后失去同步运行时,仪表指示摆动更加剧烈;
(1)三相定子电流表大幅度摆动,冲撞两边针档..(2)有功功率表,励磁电流表大幅摆动,定子电压表下降且摆动
(3)机组转速时高时低,伴随有节奏的轰鸣声音.(4)晶闸管励磁的发电机强励装置间歇动作.解决办法;(1)增加发电机的励磁电流以增加同步时电磁转矩,使机组在达到平衡点
附近时拉入同步运行.(2)
减少水轮机导叶开度以减少有功输出功率,降低功率表摆动幅度,创超
有利条件让发电机恢复同步运行,(3)若上述方法仍不能稳定运行,则将发电机从系统解列.六
机组飞逸事故
当系统发生事故致使发电机突然甩去全部负荷时,调速器操作不及时或操动
机构故障,机构被卡住,耗能电阻回路又不能及时投入等原因会导致机组转速快速升 高超过额定值,机组声音呈高速声响,即出现飞车现象.(一)现象
机组出现飞车时,转动部分的离心力急剧增加,机组摆度和振动增大,可能引起
转动部分摩擦.各轴承温度升高,严重是振动造成机组固定螺栓松动,轴承损坏.(二)处理方法;
(1)迅速将断路器手动分闸,关闭水轮机导叶,投入耗能电阻.(2)处理无效时立即关闭进水管主阀门,切断水流.(3)当机组转速下降到30%--40%时,操作制动闸刹车停机.停机后进行全面检查,飞车不严重,经检查没有发现问题,即可开机低速转动.运转检查无问题.缓慢提高机组转速.如轴承温度正常,可进行升压.机组飞车时间较 长,飞车较为严重的,要全面仔细的进行检查,必要是拆卸部件进行检查,发现可疑问题 必须进行处理.(三)预防措施
正常情况,发电机突然甩去全部负荷,机组过电压保护动作,断路器跳闸,调速
1.1 水轮发电机机组运行方式
水轮发电机组的运行方式, 按带负荷方式有并网运行、单机运行两种基本方式, 按调速器控制方式有自动运行、手动运行两种方式。各种运行方式及其要点在下表中简要列出。
1.2 水轮发电机机组带负荷运行中应该注意的问题
并网运行是中小水轮发电机组的基本运行方式。并网运行机组运行工况的改变, 要通过控制设备的切换来进行, 如自动液压手动、发电;调相等。运行方式的切换, 应按运行操作规程进行, 以保持切换中机组稳定与安全。并网运行机组的调速器永态转差系数b, 值, 要根据机组在系统中的地位及担任负荷的性质来确定。中小机组并入大电网都担任基荷, 其调速器的b, 值取8%。当系统的变化负荷可为调频、调峰机组所承担, 保持系统频率不变时, 该b, =8%的机组负荷维持不变。只有当系统负荷变化较大, 引起系统稳定频率有改变时, 该机组的负荷才会有少许相应改变。如果并在大电网的小机组误把b, 调成很小值甚至为零, 则该机组会在满载和零值之间发生功率摆动。只有系统的无差调频机组, 才允许b, 值调整为零。
机组单机带孤立负荷运行, 则孤立小系统的所有负荷都由一台机组承担。这种情况下运行的机组, 对其调速器、励磁装置的自动调节功能将有较高要求, 以保证既满足用户有功负荷、无功负荷需求, 又保证电能频率和电压的稳定。
1.3 试运行机组带负荷试验
试远行机组首次带负荷运行试验, 要采用逐渐加大负荷的方式, 并分别在小负荷、中等负荷、较大负荷和满载下稳定运行一定时间, 以便在各种负荷下全面检验机组的水力的、机械的、电气的性能。
在逐渐增加负荷的过程中, 要仔细寻找机组可能存在的振动区, 以便正常运行时避开这个不利的工况。
对于试运行机组还要进行甩负荷试验。甩负荷试验要在周密准备、统一组织下进行, 要严格按着额定负荷的25%、50%、75%、100%的顺序由小到大逐级进行。只有当小负荷卜进行的甩负荷试验一切正常, 即机组水压上升、转速上升的最大值和过渡过程都符合规定要求, 不超过允许值, 无任何异常情况时, 才允许进行甩更大一级负荷试验。甩负荷试验过程要严密监视机组的水、机、电等一切情况, 并要对主要数据做好记录。
甩负荷试验后, 要对机组进行全面的检查, 如果一切均为正常, 即可进行带额定负荷72h试运行, 然后才能转入正常使用。
2 水轮发电机组的维护要点分析
水轮发电机组的日常维护主要包括正常运行时的定时记录和巡回检查以及停机保养等几个方面的内容。
2.1 定时记录和巡回检查。定时记录和巡回检查是日常维护中的重要内容, 其内容包括:
2.1.1 定时记录水轮发电机组的各项运行参数, 运行参数必须在规程规定的允许范围之内。
2.1.2检查一次回路、二次回路各连接处的接触情况有无发热、变色, 电压、电流互感器有无异常声响, 油断路器的油位、油色是否正常, 有无漏油。
2.1.3 水轮机、发电机有无不正常的声音, 运行中的正常声音是均匀的“嗡嗡”声, 如果有不正常声音, 则应立即查明原因并予以排除。
2.1.4 检查发电机有无异常气味 (如焦臭味) , 振动、摆度是否过大。
2.1.5检查水轮发电机组发电机本体以及轴承温度是否有过热或局部过热现象, 对未设测温装置的发电机 (包括轴承) 可以用手背接触, 如果感觉不烫手, 一般可以认为是正常的。
2.1.6 检查各部电刷, 只允许有少量的火花运行, 如超过一定范围应按电刷冒火故障进行维修。
2.1.7 主轴及导叶套无严重漏水现象, 剪断销正常且无破损。
2.1.8 油、水、气系统无漏油、漏水、漏气及阻塞等现象。各轴承油位、油色、温度正常。
2.2 日常清扫
根据水电站的机组运行情况, 定期对水轮发电机组进行必要清扫, 应保持水轮发电机组设备的清洁, 做到四周无杂物、无积水和及时处理掉有可能导致水轮发电机组不能正常运转的安全隐患。
2.3 用油管理
在小型水电站中, 用油问题比较突出。一是反映对设备用油状态的管理和失察上, 如设备用油乳化严重, 甚至由于管理不善而混入大量水分和杂质;二是出现未知油质状况, 见油就用的情况, 有的甚至把机械油与绝缘油混合使用, 致使润滑不良, 机件损坏。为了不使用油混乱, 机械油与绝缘油应分别保管, 作上记号, 专人负责。
简单介绍一下一般水电站润滑油的选用:对于滚动轴承, 一般选用2号或3号钠基润滑脂和钙钠基润滑脂, 每运行2500-3000h, 应清洗轴承, 更换新油。加油脂时, 应注意加油量以轴承腔容积的2/3为宜, 不同规格的润滑脂不能混合使用, 以免油脂变质。对于滑动轴承, 一般选用22号、30号、32号、40号机械润滑油。水轮发电机组运行期间, 应每天检查轴承的油位, 油位应保持在标准的油位线上, 用油时间长短, 根据运行情况而定, 最长不得超过一年。
3 结论
水轮发电机组是整个电站的主要设备之一, 能否保证水轮发电机组长期、正常运行会直接影响到水电站的经济效益, 因此, 工作人员在日常的工作使用中, 一定要严格遵守水轮发电机组的运行使用规程, 科学使用, 做好必要的日常维护、维修工作, 只有做到使用正确维护及时, 才能使水轮发电机组正常运行, 延长它的使用寿命, 使水电站的安全生产得到有力保障, 以此创造更大的生产经济效益。
参考文献
[1]单文培.水轮发电机组及辅助设备运行与维修[M].北京:北京大学出版社, 2006, 7.
[2]陈锡芳.水轮发电机结构运行监测与维修[M].北京:中国水利水电出版社, 2008, 6.
[3]谢云敏.水轮发电机组辅助设备及自动化运行与维修[M].北京:中国水利水电出版社, 2005, 8.
【关键词】水轮发电机轴系；稳定性好；故障
因为现阶段我国大力发展水电事业，因此各大水电厂都在增加机组投入，但是因为设计制造、运行等方面存在着一定的缺陷，而且由于机组设备容量越来越大，尺寸也明显增大，这就使得各个部件之间的刚度明显削弱，所以机组运行时常发生故障，综合多种故障分析，水轮发电机组最容易发生故障的部位就是轴系系统，本文也正是以此为重点对其研究。
一、水轮发电机组稳定运行的基本要求
第一，水轮发电机组在安装期间，安装人员要保证机组中心准确无误，必须保证几组每一个固定部件都保持在相同的垂线上，换言之就是在公差范围内的同心，尤其是要注意旋转中心以及机组中心两者相互重合，确保几组中每一个部位之间存在的缝隙以及气隙都始终处于均匀的状态，这样就可以最大程度的降低水轮机水力干扰，也不会对发电机电气造成任何的干扰。第二，水轮发电机组轴线调整时，工作人员要对盘车进行严格计算，同时保证定位机组中的旋转中心要在指定的位置不会出现任何的差错，同时工作人员要保证轴系运行过程中，摆度值以及方法都要确定好，以此保证轴系运行的垂直度达到要求，直线度符合标准。
第三，所选的轴线质量必须达到标准要求，这样才能够从根本上保证旋转体质量合乎要求。正常情况下，机组轴系运行过程中，既要与旋转体保持同心，还要与导轴承保持同心，因此导轴承的轴线质量也必须达到要求标准。
二、水轮发电机机组轴系运行故障及其解决措施
水轮发电机组稳定运行的前提条件概括起来主要有两点，一点是机组运行先天条件要达到技術标准，比如机组选型要正确，设备设计必须满足安全可靠的要求，整个工艺要非常先进，可以避免轴系运行故障，安装水平要高等；另一点是机组运行后天条件要满足于技术标准，比如设备状态要进行实时监测，运行维护管理要与机组运行状态相适应。这两个条件必须同时具备，除了几类重大故障，其他类型的故障都是由于上述两个条件不满足要求而引起。因为机组运行故障分析具有一定的困难性，而且层次分明，所以在对故障进行预测分析时，分析人员必须预先对故障类型加以了解，明确故障机理，由此正确判断故障以及相应的性质，这样才可以采取针对性的措施。
1、机组轴系运行故障
1.1机组轴系与导轴承故障
1.1.1导轴承故障。这主要表现在三方面：第一，轴承间隙不均匀，如间隙未能正确调整，轴线发生明显偏移，径向负荷存在着严重的不均匀情况；第二，支持部件受到了明显损坏，如抗顶螺栓压塌无法正常使用，铬缸垫破损影响使用；第三，轴承瓦面出现了明显破损，如疲劳老化情况比较严重，润滑效果不佳，油质污染严重，水质量未能达到要求，轴电压受到了非常大的影响。1.1.2机组轴系故障。该类故障主要表现在很多方面，其中比较重要的有如下几点：第一，轴线弯曲，卡环厚度不平均，主轴出现了明显的弯曲，机组运转中心未能得到对中；第二，转动部件出现出现了不平衡问题，如转子质量以及主轴质量不平衡等；第三，机组不对中，如轴系水平未能进行良好的调整，轴承间隙并不平均等；第四，旋转部件相互之间碰磨，如转动与固定部件由于空隙不平均出现了碰磨的情况，设备部件某些方面存在着缺陷。
1.2机组轴系统运行故障
1.2.1水轮机及过流部件故障。这主要表现在三方面：第一，水轮机故障，如转轮质量未能达到技术标准，导叶轮叶开口大小不一，转轮叶片时常发生振动，转轮出现了磨损以及空蚀的问题；第二，主封以及迷宫环出现了故障，如主封无法正常发挥功能，迷宫环受到严重损坏，轴系出现了偏心的问题；第三，尾水振动故障，如空隙磨损比较严重，引水系统出现了比较严重共振问题。1.2.2推力轴承运行故障。该故障类型有很多，其中比较典型的有如下几种：第一，油膜厚度故障，如轴电压突然上升，轴瓦明显变形；机组难以稳定运行等；第二，支撑结构故障，如运行负荷未能保持平均状态，压板出现了变形；第三，润滑油故障，比如油性指标受到了非常明显的破坏，污染程度比较大，浓度也遭受了破坏。
2、解决对策
第一，积极预防。水电厂工作人员要在水轮发电机组正式运行之前，要对进行建模实验，以此保证轴系运行过程中所产生的动力效应符合要求；另外，要正确选型，科学合理的进行结构设计；构建机组故障模型，以此确保机组性能符合要求，特别是规模比较大的机组，必须预先构建故障模型。第二，做好监测与诊断工作。工作人员首先要对机组运行设备状态加以监测，以此能够随时了解机组运行是否处于正常状态；工作人员要对设备故障进行预测，并作出正确的判断，尤其是对潜在故障定要在第一时间做出判断，这样才能避免问题的出现；领导者要对设备维修进行相应的指导，并依据设备状态作出正确的决策。第三，采用及时恰当的处理方式。及时处理，适时处理，有效处理是对机组运行设备故障性质、原因、程度和部位采取相应措施来控制、消除故障重现，发展及减振的具体实施处理方式。对那些影响较大，危害严重突发故障，应及时停机处理，使之达到符合运行标准有效处理结果：对那些异常问题，可改变运行条件，采取相应措施，能缓冲机组设备的危害性或事故扩展艾延，可以借设备检修期间进行适时、有效处理；对那些设备缺陷、潜伏性的事故苗头或故障，应在机组设备检测或在线监测的基础上，预测分析故障原因、趋势、发展，采取适时、有效处理方式。同时还应根据设备的具体故障类型，采取相应的对策进行有效的处理。
三、结语
综上所述，可知水轮发电机轴系运行稳定能够基本保证水轮机发电机安全稳定运行，因此对轴系运行过程中容易出现各类故障进行分析研究有着非常大的现实意义。工作人员要对机组轴系运行非常熟悉，尤其是要对其轴系统之间保持的关系进行了解，懂得机组轴系运行可能出现的各类问题，这样对制定预防方案以及实施监测有着参考作用。
参考文献
[1]曾维才.洪江水电厂水轮发电机组结构简述[A].《水电站机电技术》2013年增刊[C]. 2013
一、基本要求
1）、采用机械盘车方式，一般根据轴头大小设计自制圆盘式盘车工具，装于发电机推力头上。
2）、机组转动部分应位于机组中心，镜板已调好水平，并使每块推力瓦受力基本均匀。
3）、盘车用润滑脂为无水纯净的猪油，或二硫化钼润滑脂，或者专用盘车润滑脂。
4）、上导轴瓦间隙不大于0.05mm.，其余导轴承（下导、水导）退出。
5）、在镜板、上导轴承、下导轴承、水导轴承处按逆时针方向分成八等分，各部分的对应等分点应在同一垂直线上，并做出标记和X、Y座标之标识。
6）、在各测量部位的X、Y座标上各装设一块百分表，表测杆应与所测部位表面垂直。
二、盘车及记录
1）、盘动转子，刚刚转动时均匀地转动一周，然后一个等分点一个等分点的转动，同时记录各部位对应点的摆度值，并做好记录。
2）、盘车过程中应校核镜板水平。
三、摆度值分析与计算
1）、全摆度，将对面两测点的摆度值相减，计算出全摆度，即计算上导1－
5、2－
6、3－
7、4－8，下导1－
5、2－
6、3－
7、4－8，水导1－
5、2－
6、3－
7、4－8 之算术值。
2、净摆度，在垂直对应各点全摆度值上，同时加或同时减上导之摆度值（使上导摆度值为0）既为各点的净摆度值。
3）、根据各点的净摆度值，通过平面座标的形式，（横座标为测点，纵座标为净摆度值）可绘出各部位的净摆度座标曲线，一般情况下该曲线应近似正弦曲线，从曲线中可以看出最大摆度值和摆度位置。如果座标曲线不接近正弦曲线而是畸形的，应查找原因，并重新盘车。
四、摆度校正
1）、当摆度超出规范要求时(规范要求：0.10mm)，根据需要选择刮削推力头与镜板间的绝缘垫板，或是联轴螺栓之紧度问题。
2、绝缘垫板刮削厚度δ计算式为 ：δ=φD/2L（mm）;式中;D推力头与镜板配合直径（mm）;φ净摆度
（mm）;L对应净摆度的距离（mm）。
XXX年X号水轮发电机组C级检修
计划任务书
XXXX年XX月
目录1、1号发电机组C级检修目标.......................12、1号发电机组C级检修组织机构...................13、1号发电机组C级检修施工安全措施...............34、1号发电机组C级检修项目.......................75、1号发电机组C级检修修前的准备工作............106、1号发电机组C级检修质量监督验收办法..........107、1号发电机组C级检修进度控制..................108、1号发电机组C级检修注意事项及相关规定.........11
XXX年XX#机组C级检修任务书
一、XX号发电机组C级检修目标
1、保证XX号发电机组的健康、稳定、安全、经济运行，延长发电机组的使用寿命。
2、保证XX号发电机组在给定的检修期间内完成所有预定的检修项目。
3、保证检修后XX号发变组全年不发生非计划停运或障碍。
4、确保修后发变组保护动作正确率达到100%。
5、消除发现的XX号发变组所有设备缺陷。
二、XX号发电机组C级检修组织机构
公司在安生部设立检修工作指挥部，负责全面协调组织完成检修工作任务。
指挥长：XXX。副指挥长：XXX。成员：XXX、XXX、XXX。
指挥部职责：负责组织、安排、布置和协调检修工作，制订1号发电机组C级检修计划任务书，并按计划任务书组织工作，及时协调解决检修过程中的问题，监督检查检修的施工安全、工艺、质量、进度等，验收和评价检修结果。
指挥部下设五个工作组：
1、技术组
组长：XXX。
成员：XXX、XXX、XXX。
职责：负责筹备检修事宜，向调度部门申请检修计划，拟订检修计划任务书，按经批准的检修计划任务书组织完成检修工作，及时研究解决检修过程中出现的问题，制定解决问题的技术措施方案，审定安全组制定的安全措施，联系外协单位，商谈合同协议，控制检修质量、工期和成本，验收检修结果，对检修工作负总责。
2、质量组 组长：XXX。
成员：XXX、XXX、XXXX。
职责：监督检查各个工作面上各道工序的操作工艺、施工质量和进度情况，分段验收检修质量，对检修工作质量负责。
3、安全组 组长：XXX。成员：XXX、XXX。
职责：制定检修工作的安全组织措施和安全技术措施，检查措施的落实和执行情况，督促严格执行，规范文明施工行为，及时制止并纠正不安全的行为，做好运行设备与检修设备的隔离措施，防止发生火灾事故，防止材料、工器具丢失，防止人为破坏事件发生，对检修工作的安全负责。
4、生活后勤组 组长：XXX。成员：XXX、XXX。
职责：负责检修期间电站的生活后勤保障工作。
5、材料供应组 组长：XXX。成员：XXX、XXX。
职责：编制检修用物资计划，按计划备足材料、工器具等检修物资，按要求及时提供使用。
三、XX号发电机组C级检修施工安全措施
为保证发电机组检修期间安全文明施工，防止人身、设备损坏事故的发生，在 XX号发电机组C级检修工作中必须认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针。参加检修的全体员工要严格执行《电业安全工作规程》和云南电网公司的两票实施细则，杜绝误操作的发生，做到“三不伤害”；积极开展事故预想、危险点分析等活动，杜绝人身伤亡事故和设备事故的发生；认真开展“反三违”活动，杜绝“三违”的发生。
1、安全组织措施
（1）、本次小修成立安全组，全面负责本次检修施工中安全文明检修的监督检查和考核。
（2）、参加小修人员必须学习安规有关部分并经考试合格方可工作（本厂员工安规考试合格）；外委检修人员经安全培训并经安规考试合格方可工作。参加小修人员的着装必须符合《安规》要求，凡进入检修现场的人员必须穿工作服，戴工作帽，女同志的辫子必须盘在帽内，严禁穿高跟鞋，班前禁止喝酒，喝酒者勒令离开现场，以旷工论处。
（3）、开展多种形式安全教育，增强员工的安全自我防护意识，要坚持每天开工前进行事故预想、危险点分析，收工后要进行认真总结。
（4）、小修期间协调会上要汇报本部门（班组）当日安全情况，并提出次日安全措施。
（5）、小修现场除安监人员到现场检查安全措施外，安全组人员要在主要动火区域安排专人值班，安全人员与检修人员同时进退现场。
（6）、发电机组检修期间保卫人员要24小时值班，确保存放在现场的设备不发生丢失的情况。
（7）、设备检修严格执行工作票制度和操作票制度。认真作好设备检修前的技术交底。设备检修期间要切实做好检修设备与运行设备的隔离工作，XX号发电机组与XX号发电机组之间要采取醒目的隔离围栏。对电气系统要做好运行与检修设备的隔离措施。
（8）、各运行班组在检修中要经常深入现场，负责监督检查、核实各项安全措施，确保已采取的安全措施有效可靠。
2、安全技术措施（1）、施工临时电源
a、10安培以下负荷就地就近在检修电源盘上取得，10安培及以上负荷设立临时电源盘，临时电源盘及临时电源线由检修组根据负荷使用情况解决，临时电源盘要设专人管理。
b、检修用临时线一律使用软皮电源线，严禁使用花线或塑料线。临时电源线必须远离火焊作业的热体。
c、在每一条施工临时电源处装设合格的保安开关。
d、临时电源线要正规接线，不能用挂钩、缠绕等方法连接，使用中尽量减少临时线，应装设刀闸、插座的必须使用刀闸、插座。
e、在容器、潮湿及高温场所临时照明，必须使用符合要求的安全行灯。行灯电压严禁超过36V，易燃易爆场所还应具备防爆功能。
(2）、起重作业管理
a、每台起吊设备（行车、卷扬机、电动葫芦、倒链及吊环绳索等）必须在小修前全部检查合格。
b、按照起重标准、信号、数量起吊作业指挥。
①一般起吊为口哨加指挥。②重大起吊为口哨加指挥旗。
c、一切设备起吊必须由有经验的起重工负责指挥，设备起吊必须明确由一人指挥。
d、重大物体起吊重量要明确，并提出起吊方案，防止超载发生设备损坏及人身事故，重大检修工作安全第一责任者必须到位。
e、禁止用管道、构架起吊悬挂重物。
f、起吊时只能由起重工统一指挥，任何人不得在起吊物下停留或行走，起重前核算，最重起吊物不得超过允许定额。各式起重机和各种简单的起重机械，在使用前要对各种零部件钢丝绳、钓钩和各种连接器进行检查，应确保安全、灵活、好用，对起重设备的电源电缆使用前要进行详细检查，不能因磨损、老化、包扎不规范等原因而导致漏电。
g、起重设备包括钢丝绳、卡子、倒链等工具，使用应符合《安规》有关规定，防止发生起重事故，起吊时钢丝绳应捆扎牢固，以防脱钩及重物翻转。
(3）、平台、栏杆、盖板、楼梯的管理
a、由于工作需要揭开盖板或打开孔洞，必须设置标准的活动围栏和护板，并挂安全警告牌。
b、平台、栏杆及楼梯扶手严禁随意拆除，在检修期间要拆除的楼梯、过道、平台的栏杆和沟盖板时，要设置临时遮栏和明显的标记和照明，以防伤人，检修完后应立即恢复原状。
c、高处作业除工作人员系安全带外，还必须设置安全网。(4)、设备仪器、工器具、材料备品的安全管理
a、所有检修使用的设备仪器、工器具和安全防护用品在小修前进行一次全面的检查，不符合要求的严禁使用。
b、小修中每天开工及收工要清点工器具、重要材料和备品备件，防止发生丢失或其它意外事故。
c、加强易燃、易爆、有毒、腐蚀性、放射性等物品对设备或人身安全有影响的管理，必须设立专人管理，防火部位应按要求使用工具。
d、所有电动工器具使用，必须装设漏电保护器。
e、各种电焊机存放要有固定地点，设立专用存放小间并挂牌，氧气瓶与乙炔瓶存放使用必须符合要求，电焊线要符合要求，严禁使用裸露电焊线，防止起弧打断钢丝绳或损坏管材及零部件。(5)、人身和设备安全措施 a、严格执行工作票制度。
b、对正在运行的各种电气设备，要设置安全警告标志牌。不准在运行设备区乱接临时电源，以保证人身和设备安全。
c、凡是有可能从高处掉下落物时，必须设置安全警告标志牌。高处作业一律使用工具袋，较大的工具应用绳拴在牢固的物体上，不准随便乱放，以防止从高空坠落发生事故。
d、凡在离地面高度超过1.5米处的工作必须使用安全带。e、在密闭的容器及地下沟道工作先通风，在密闭的容器内部工作必须制定安全措施。
f、进入水轮机内的工作应按规程认真作好安全措施。g、检修人员进入水轮机蜗壳以内应充分通风，水轮机蜗壳人孔门应方便检修人员出入。水轮机蜗壳内要照明充足，进入水轮机蜗壳内工作至少有两个人。
h、进入水轮机内工作必须在蜗壳人孔门口先进行登记，工作时蜗壳人孔门必须有专人看守。(6)、检修现场防火、防爆措施。
a、加强检修现场明火作业的管理，凡在油系统上进行动火作业时，要按有关规定办理动火工作票，下班前认真清理余火，工作负责人要始终在场监督。禁止使用有缺陷的焊接工具和设备。火焊割管要注意架板着火，并准备好灭火器。
b、工作现场严格执行动火安全管理制度。
四、XX号发电机组C级检修项目 本次XX号发电机组C级检修项目有：
1、机械：
(1)、XX号发电机组过流部件检查，导叶上下端面间隙检查、立面间隙检查及水机缺陷消缺；
(2)、XX号机导叶端面间隙调整；
(3)、XX号机导叶封水面检查，若气蚀严重，则要采取措施解决，并做好下一年检修更换的可行性分析；
(4)、XX号机蝶阀油压装置压力油罐1号油泵出油管与压力油罐接头处漏油处理；
(5)、部分闸阀更换；(6)、辅机设备消缺。
2、高压试验：
（1）发电机：定子绕组的绝缘电阻、吸收比、泄漏电流、直流耐压试验、交流耐压试验；转子绕组的绝缘电阻、附属回路绝缘电阻等；
（2）主变压器：变压器油色谱分析、油中水分等油分析；绕组直流电阻、绝缘电阻、吸收比或极化指数、tgδ、泄漏电流；套管的绝缘电阻、tgδ和电容值；套管绝缘油试验；铁芯绝缘电阻等；
（3）41B#1厂用变压器及#1机励磁变：绕组直流电阻、绕组铁芯绝缘电阻、吸收比、温度等测量装置及其二次回路校验检查等；
（4）电流互感器：绝缘电阻等；
（5）电压互感器：油色谱分析及水分测定等油分析；绝缘电阻、交流耐压试验等；
（6）断路器：绝缘电阻、断路器对地及断口相间交流耐压试验、导电回路电阻、辅助回路及控制回路交流耐压试验、合闸接触器和分、合闸线圈绝缘电阻和直流电阻等；合闸时间和分闸时间、分合闸的同期性，合闸时的弹跳过程，分合闸电磁铁动作电压、电流测定，真空灭弧室的真空度
测定等；
（7）断路器、隔离开关触头回路电阻、母线绝缘电阻及回路电阻等；（8）避雷器：绝缘电阻、工频放电电压、泄漏电流、底座绝缘电阻等；（9）TBP过电压吸收装置试验。
（10）灭磁开关：操作机构合闸接触器和分合闸电磁铁的动作电压；合闸接触器和分合闸电磁铁线圈的绝缘电阻和直流电阻，辅助回路和控制回路绝缘检查。
3．继电保护及励磁校验、电气仪表校验：
（1）发电机：差动保护、负序电流Ⅰ、Ⅱ段保护、过流保护、定子一点接地保护、过负荷保护、过电压保护、电压启动过流保护等；
（2）主变压器：差动保护、零序保护、间隙过流保护、瓦斯保护、温度等测量装置及其二次回路检查校验调整、气体继电器校验、压力释放器校验及其二次回路试验等；
（3）厂用变压器：过电流保护、过负荷保护、零序保护等；（4）二次回路：绝缘电阻、交流耐压试验，电压互感器二次电压回路电压降测定等；
（5）继电器校验：手、自动同期装置、中间继电器（DC24V、DC220V）、同步检查继电器、差周率继电器、防跳继电器、电流继电器、交流电压继电器等（20只）；
（6）电气仪表校验调整：指针式电流表、指针式电压表、指针式频率表及有无功表（带功率变送器）、数显式转速仪等（10只）；
（7）励磁系统：励磁回路检查、波形校验等；（8）计算机监控温度、压力等模拟量测量通道检查。
4、热工仪表校验：12块数显温度计、1块数显温度巡检仪（44点）、24块机械指针式压力表（量程：0-0.6、0-
1、-0.1-0.9、0-6MPa）、9只压力传感器、主变温度表（指针式1块、数显式1块）、主变风扇温度控制启动值整定试验。
5、其它：1号主变、高压开关柜、1号励磁变、1号厂变41B，10kV母线及发电机盘柜等设备的彻底清洁维护工作；对各端子接线标识不清晰的重新标注清晰。
五、XX号发电机组C级检修修前的准备工作
1、编制检修材料计划（略）。
2、机具材料准备（略）。
六、XX号发电机组C级检修质量监督验收办法
1、检修质量监督验收由技术组全面负责，检修指挥部总体评价。
2、验收标准参照以下标准
（1）、《电力设备预防性试验规程》Q/CSG 1 0007—2004；（2）、GB/T8564——2003《水轮发电发电机组安装技术规程》；（3）、XXXX厂提供的水轮发电发电机组安装技术规程。
七、XX号发电机组C级检修进度控制 1、1号发电机组检修工期计划（1）、检修类别：C级（2）、检修工期：XX天
（3）、开工日期：XXX年XX月XX日
（4）、工作结束日期：XXX年XX月X日
2、开工前的停电及安全措施操作计划（1）、XXX年XX月XX日完成的操作： a、倒换厂用电由400VⅡ段供400VⅠ段。
b、完成110kV#1主变、10kV#1厂变41B、#1励磁变、#1发电机运行（备用）转检修的操作。
c、按#1水轮机及其辅助设备检修机械工作票的要求做好安全措施。（2）、办理各项检修工作许可手续。
3、检修进度初步安排如下：
（1）、XX月XX日抽完尾水肘管段的水后，打开蜗壳人孔门和尾水人孔门，通风后进入检查导叶封水面，根据检查情况确定下一步的工作，要求机械方面的检修要在XX月XX日前完成；
（2）、中试所到现场后，配合中试所完成预防性试验，继电保护及励磁系统、仪表等校验工作，时间初步定在XX月XX日-XX月XX日；
（3）、XX月XX日至XX月XX日进行设备的清洁维护，清理工作现场，对所有检修设备进行全面检查，确保无任何物件遗留在设备内。XX日下午退回所有工作票并拆除安全措施，对#1主变、#1发电机、#1厂用变41B、#1励磁变测绝缘合格。
（4）、XX月XX日至XX月XX日完成全部检修工作，向中调申请110kV#1主变检修转运行，倒同期试验，做最后的检查；向中调申请XX号发变组检修转备用。
七、XX号发电机组C级检修注意事项及相关规定
1、检修期间，维修人员不安排休息。头天上中班的运行人员不进行学习，共同参与发电机组检修，作息时间与检修组一致，要求按时参加，积极工作。
2、由XXX负责与云南电力试验研究院联系试验人员和检修时间，负责检修项目和进度的安排。
3、XXX、XXX负责停复电操作票及工作票填写，XXX、XXX负责操作票及工作票审核；检修工作票和操作票于XXXX年XX月XX日前交XXX审核。电气第一种工作票必须在检修工作前一天交运行值班负责人。
4、检修组主要负责监督检查预防性试验，督促试验人员按规范要求完成试验项目，负责做好过流部件检查记录和消缺工作，运行人员学习班由检修班长安排，配合检修工作。
5、所有检修工作完成后，检修组负责完成检修设备的清洁工作和复查相关的二次端子，工作中注意分清带电设备，保持安全距离并做好安全措施。
6、检修期间值班车辆为：云XXXX和云XXX，驾驶员为XXX，驾驶员在值班期间禁止喝酒。
7、材料、物资和档案等供应由XXX和XXX负责。
跋山水库位于淮河流域沂河干流中上游，山东省沂水县城西北15km 大伴城村北，沂河与支流暖阳河的汇流处，是1座以防洪为主，兼顾灌溉、发电、养殖等功能的大型水库。水库控制流域面积1 782km2，现状总库容5.28亿m3。坝后电站总装机容量5 000kW，位于放水洞下游，主要工程包括压力管道、厂房、泄水闸、尾水渠、升压站、开关站、油库、水泵房、机修车间等。电站设计年发电量1 300万kW·h，多年平均发电量810万kW·h，年最高发电量1 760万kW·h。跋山水电站建于20世纪70年代，水轮机为HL123—LJ—120型混流式，性能落后，已列入小型水电站机电设备应淘汰的产品目录中;发电机为TSL—260/40—24型立式，出口电压为3.15kV，效率低，B级绝缘，绝缘等级低。机组经近40a运行，转轮气蚀严重，水轮机出力下降，发电机绝缘老化严重，其综合效率已非常低下，超过报废年限，生产运行存在很大的安全隐患。辅助设备已经严重老化，管路锈蚀，阀门不能正常关闭，已难以满足机组运行需要。水轮机改造
水库兴利水位178.00m，电站正常尾水位152.31m，设计水头21.00m，最大水头24.30m，最小水头12.00m。水轮机叶轮型式为混流式，型号为HL3689—LJ—1200，共4台;其设计水头Hr=21m，设计流量Qr=8.72m3/s，叶轮直径1 200mm，额定转速n=250r/min，额定效率η≥94.2%，额定出力1 600kW。气蚀性能为在全工况范围内满足安全稳定运行要求，旋转方向与发电机旋转方向相同。这次改造增容到单机1 600kW，电压等级从3.15kV升为6.3kV，水轮机流道不变。采取了更换转轮、导水机构大修的原则。转轮采用3689—120转轮，可达到电站增容目标。各机组在设计水头、额定转速及允许吸出高度范围内，水轮机出力不低于额定出力。在大于额定水头条件，机组额定出力超过10%～15%范围内，水轮机应保证持续安全运行。水轮机能保证机组在75%～100%额定出力范围内稳定运行。
2.1 效率保证
机组在设计水头21m，发出额定出力达到了1 600kW时，保证了原型水轮机的效率不低于94.2%。
2.2 对转轮的技术要求
转轮采用了抗气蚀性能及抗磨性能良好，并保证在常温下具有良好可焊性的不锈钢材料(精炼ZG06Cr13Ni4Mo)模压后焊成一体，叶片加工方式采用五坐标数控机床加工，符合《混流泵、轴流泵开式叶片验收技术条件》(JB/T 5413)中的A级要求。叶片加工后过流表面光滑，无裂纹。叶片与转轮室的间隙均匀，保证叶轮转动灵活，尽量减少容积损失。另外，转动各部应具有足够强度以承受最大转速、应力，并具有足够的刚度和抗疲劳强度，确保转轮在周期性变动荷载下不出现任何裂纹断裂或有害变形。
2.3 出厂前试验
水轮机改造完后需进行如下实验：
(1)材料试验。水轮机的各主要零部件都应经过工作检验，以证明其原材料在加工过程中无缺陷。
(2)性能试验。水轮机在制造厂内应进行全性能试验，以证明其运转性能、参数符合设计要求，试验按《小型水轮机现场验收试验规程》(GB/T22140—2008)标准进行出厂试验。
(3)试运行实验。机组设备安装完毕，经现场安装试验，对各附属系统进行单项调试和试运行，在确信各系统设备已经安装调试就绪后，对设备进行检查并完成运行试验，以确保设备安装调试就绪，并能安全正常地投入连续运行。
(4)振动测量。证明其运转性能、参数符合设计要求，应按《小型水轮机现场验收试验规程》(GB/T 22140—2008)标准进行出厂试验。如叶轮加工完成后，一方面在厂内进行了检查并进行机构性能试验，提交检查试验报告;另一方面在制造厂内应按ISO1940—73标准进行静平衡试验，发电机改造
跋山水库电站原发电机型号为SF1250—24/2600，定、转子线圈采用为B级绝缘，经多年的运行，线圈绝缘有不同程度的老化现象。为产生更高的经济效益，更换原机定转子线圈，增容到1 600kW;改变原有出线电压升压到6 300V
3.1 发电机改造方案
发电机从1 250kW 增加至1 600kW，定转子采用F级绝缘，定子增加23%的导线截面积。转子线规利用增加导线匝数、加励磁分量、提高出力等来减小温升;增容后发电机运行安全可靠，完全能满足长期安全运行的要求。
3.2 定子线圈技改工艺
技改后导线采用双玻璃丝扁铜线并绕而成，截面面积比原来增加23%。主绝缘采用高云母含量和低介损的优质F级粉云母带。匝间和对地绝缘模压采用二次热模压加冷模定型和三次整形的特殊工艺，保证了线圈主绝缘厚度的均匀性和一致性，大大提高了线圈的耐压水平。同时，线圈的外形一致性非常好，下线后整齐漂亮，通风又好。线圈表面设有高低阻值的半导体防电晕，有效的改善了端部的电场分布。
3.3 定子线圈下线
下线严格按圈式线圈下线工艺进行。线圈绑扎绳采用目前大电机上采用的涤玻绳材料，它具有绑扎牢固、通风好等优点。槽内垫条均采用半导体材料。嵌线完毕，按国标新机组规定值进行电气试验;试验合格后，按工艺要求整体绝缘处理。最后外表面再喷一层防潮、防霉F级覆盖漆。
3.4 转子改造要点
转子线原为扁铜排绕制而成。线圈根据目前新F级绝缘规范计算，匝数增加了3匝，绕好后的转子线圈进行无氧退火处理，软化线圈和消除应力后，再进行了冷压整形→ 去毛→ 清理→ 垫F级匝间绝缘→ 热压固化→ 清铲→ 试验等工序。转子线圈与铁芯装配前进行称重搭配，机身绝缘也更换为F级，并采用了900翻角结构，有效增加了线圈对地爬电距离，避免了机组运行长久后内部积灰而造成绝缘电阻下降。磁极挂装时，按重量对称布置。斜键打紧后，须保证磁极铁芯与轭面紧贴，绝缘托板与线圈压紧，以及转子外圆尺寸符合要求，完工后进行转子线圈对地耐压试验和交流阻抗试验。
3.5 改造后发电机效果
定子绕组匝数不变，增容后各部磁通密度不变，因此定子铁芯通过清理和局部处理试验后，其温升不会超过原值。
发电机通过定、转子线圈改造后，当出力为1 600kW 时，定子温升为49 ℃，转子温升为56℃。技改后定、转子线圈均采用F 级绝缘，按《水轮发电机基本技术条件》(GB 7894—2001)规定，F级绝缘定子允许最高运行温升为100℃，转子允许最高运行温升为100℃。其允许使用温度比原机组可提高20℃，因此发电机扩容技改后，其运行温度将远远低于允许最高运行温度，机组安全运行得到了可靠保证。机械部分增容后，主轴强度，轴承负荷、机座刚度等均能满足增容要求。结 语
关键词：水轮发电机组,运行与维护,维护要点
水力发电站已经成为我国当前重要的电力发电方式之一, 其在我国电力产业中占有重要的一席之地, 也是我国主要的发电方式。 保证水力发电站的运行正常关系到我国人民生活的长治久安, 关系到我国社会主义事业建设的顺利发展, 因此, 相关工作人员必须保证水轮发电机组的正常运行, 定期对水轮发电机组进行维护, 在发现问题的时候尽快进行维修, 做好日常设备的管理工作。
1 水轮发电机概述
水轮发电机的主要作用是将水轮机旋转的机械能最终转换成为电能, 其结构与性能的好坏对电站的安全、 稳定、 高效运行起到了至关重要的作用。 其组成主要包括定子、 转子、 机架、 推力轴承、 导轴承、 冷却器、 制动器等部件。 水轮发电机依照布置方式, 可以分为卧式和立式两种。 卧式水轮发电机适合中小型、 贯流及冲击式水轮机, 而一般低、中速的大、 中型机组则采用立式发电机。 同时, 依照推力轴承位置进行划分, 其立式发电机又可以分为悬式和伞式两种, 推力轴承位于转子上方的发电机称为悬式发电机, 其适合用于转速100r/min以上。 推力轴承位于转子下方的发电机称为伞式发电机, 无上导的成为全伞式, 有上导的称为半伞式, 其适用于转速在150r/min以下。 影响水轮发电机运行的因素主要包括机械振动、 电磁振动、 水力振动。 机械振动的干扰力主要来自机械部分的不平衡力、 摩擦力和其他力; 电磁振动的干扰力主要来自发电机电器部分的电磁力; 水力振动的干扰力来自引水系统和水轮机水力部分的振动。 因此, 在关注水轮发电机组运行的过程中要注意其影响因素对水轮发电机组所产生的重要干扰, 同时在维修、 维护的过程中也要注意其影响因素的检测与检查。
2 水轮发电机组运行的常见问题
1) 定子绕组运行温度监测。 定子绕组运行温度监测一般情况下通过测温器进行检测, 制造厂商在槽内安装电阻型测温计, 通过测温计检测设备温度, 其监测过程是通过使用特制的线棒埋设热电偶, 通过热电偶的热传导作用对温度进行测试, 一般进行温度测定的环境为额定工况下, 绕组热电温度最高处比槽内线棒间温度高30℃~40℃。
2) 定子绕组绝缘老化。 定子绕组绝缘作用非常重要, 其能够起到减缓机械老化、 减缓电老化、 减缓承受热老化的作用, 此三者如果作用不好, 则会让设备的老化速度加快, 对设备的长期使用产生损害。 对于机械老化, 企业在解决此问题的时候大多在端部应用环氧适形材料, 通过玻璃丝带加固, 槽位进行毛毡垫条, 双侧打紧槽楔, 此方法能够解一时的燃眉之急, 但是经过多年的运行之后, 其稳定性依然受到挑战, 尤其槽楔部分, 松动明显, 需重新固定。 对于电老化, 其重点为绝缘体外表面的防晕结构, 此结构对于端部和槽部的完善情况还有待改善, 绝缘内部的空气消除还没有达到理想目标。 对于热老化, 则主要考虑对其温度的检测, 要注意温度不要超过绝缘体所承受的最高值。
3) 定子绕组绝缘污秽。 当前阶段, 很多水轮发电机组内部都会出现积灰现象, 常年使用所产生的油污也比较严重, 积灰与油污的产生对于设备的运行影响较大, 同时也会影响铁芯的散热情况, 严重情况下还会引发火灾事故。 通常在检修过程中, 使用压缩空气吹扫, 或者使用毛刷、 白布与溶剂进行清洁, 次清洁方式容易使设备清洁不到位, 无法达到更本清洁的目的。
4) 发电机灭火装置。 现阶段我国使用的灭火装置大多为水器灭火, 灭火设备也多为人为操作进行灭火。 灭火应当为在发电机组管控设备出现跳闸情况, 管理人员发现设备出现冒烟情况或者闻到有焦糊味道的时候, 立即进行灭火操作。 首先使用手动关闭灭火装置的渗漏排水阀, 之后打开供水阀, 保证水源的充足供应, 启动消防阀, 同时要对发电机的孔盖和门进行关闭, 给水延续到发电机下部盖板已经漏水为止。 但是当前阶段对于供水阀、 排水阀、 消防阀的检修不到位, 在使用过程中发现阀门无法使用, 引起火势蔓延。
3 水轮发电机组的维护要点分析
3.1 做好设备检查工作
做好设备的定时检查和巡回检查能够保证及时发现问题, 及时对问题进行解决, 保证水轮发电机组的正常高效运行。 在进行检查和巡回检查的时候要注意以下问题。 1) 对水轮发电机组的运行参数做好记录, 其运行参数必须在规定的范围之内, 如发现运行参数超出范围应当进行及时记录, 并进行及时检查。 2) 对一次回路、 二次回路的连接处进行检查和记录, 确定连接处没有发热、 变色现象, 电流、 电压是否正常、稳定, 有无异响, 油断路器部位有无漏油情况, 油色、 油位是否正常。3) 发电机有没有不正常的声响, 水轮机的声音是否正常, 如发现有不正常声音出现应立即进行检查与检修。 4) 对发电机进行异味检查, 如出现焦臭味道则说明发电机出现异常情况, 应对其进行检查与维护。 同时, 还要对发电机的摆动和振动进行检查和检测, 查看器摆动幅度已经振动情况。 5) 对水轮发电机组本身进行检查, 查看器轴承温度是否有发热情况, 如果出现局部过热也属于不正常现象, 日常检查可以用手背进行测试, 感觉不烫手即可, 如果必要也可以使用专业工具进行测试, 确保其温度正常。 6) 检查各个部位的电刷, 电刷部位只允许有少量火花产生, 超过范围值则属于不正常, 需进行故障排除。
3.2 做好日常清扫工作
根据水轮发电机组的运行情况做好日常的清扫工作, 正常来说每天都应当对其进行打扫与检查, 保证设备的正常运行与清洁。 在对设备进行清扫的时候要注意清扫设备的积灰和油污, 避免因为积灰和油污给设备带来损害, 影响设备的正常运转, 及时清扫影响设备运转的隐患。
3.3 做好用油管理
水轮发电机组的用油情况比较突出, 做好设备的用油管理也是设备正常运行的必要条件。 1) 对设备的用油情况做好记录, 及时观察设备用油的状态, 避免设备用油过程中掺入水分和杂质, 降低用油纯度, 对设备造成损害。 2) 对设备的使用油做好记录, 对设备专用油做好管理, 避免设备在使用油的时候见油就用, 有的甚至把机械油与绝缘油混合使用, 对设备造成严重损害。 杜绝此情况应当设定专门管理人员对油进行管理, 机械油与绝缘油分门别类进行管理, 保证设备的用油适当。
4 结语
水轮发电机组的正常运行对于整个发电站来说影响重大, 其关系到我国水电站的经济效益。 因此, 做好设备的运行管理与维护非常重要, 其不仅仅关系到水电站的长久发展, 更关系到我国社会主义的实现。 发电站应当对此引起高度重视, 结合实践对设备进行管理与维护, 让水轮发电机组更好的为水电站服务, 更好的为祖国社会现代化建设服务。
参考文献
[1]黄光辉, 郭鸿鹅.水轮发电机组运行与维护探讨[J].云南水力发电, 2013.
[2]梁海滨.水轮发电机组运行与维护要点分析[J].科技创新与应用, 2013.
关键词：水轮发电机；安装；质量控制；措施
前言
随着经济及科学技术的发展，发电企业在繁荣发展的过程中，不断地引进新的技术和设备，水力发电是比较重要的发电方式，水力发电所依靠的是水轮发电机组，而水轮发电机组安装的质量直接影响了水力发电的质量和效率。在进行水轮发电机安装时，安装质量会受到多种因素的影响，为了提高安装质量，保证水轮发电机的正常运行，就需要对安装质量进行有效控制。
一、水轮发电机组安装工艺流程
（一）水轮机转轮、大轴的安装
在进行水轮机的转轮及大轴的安装时，采取的方式为二者联接吊装。在进行转轮的安装时，如果选择在坑内进行组装，那么转轮室内空间就会占用很大，导致在固定转轮时，难度增加，最终使工期进度受到一定的影响，为了解决这个问题，在实际安装时，所选择的方法为先将转轴与小轮连接在一起，并将其固定在转轮室内，随后再联接主轴与转轮。组装完成之后，要对相关的参数进行核对，以保证安装的正确性，避免出现影响质量的问题。另外，大轴安装完成之后，还需要调整中心，以保证中心的准确性。
（二）发电机整体的安装
在进行发电机的整机安装时，包含两个大部分的安装：一部分是主机底板及导轴承的安装，这是比较重要的一部分，对安装质量的影响比较大，在发电机中，导轴承为套筒式，且有两部分，因此在进行实际的安装时，需要保证这两部分具有相同的轴度、水平及高成等，另外，在进行主机底板安装时，要具有比较好的牢固性；另一部分是定子、转子整体安装，这个部分是发电机整机的核心，在进行安装时，需要多种技术和工艺的密切配合，同时，还需要根据相应的安装过程来进行安装，这样才能保证具备较强的安装质量。
在进行发电机整体的安装时，需要格外注意六个方面的问题：第一，在进行安装之前，会进行相应的设计，因此，安装时一定要按照设计的要求来进行，以保证安装的质量，安装完成之后，要重点检查瓦轴间隙；第二，格外注意过流部件中密封部位的尺寸问题，要对尺寸进行严格的控制，同时，在进行安装时，要避免渗漏问题的存在，通过试验来有效的避免；第三，做好防腐防锈的工作，避免设备出现腐蚀、生锈的状況；第四，注意设备的清洗工作，在进行安装时，要对设备进行清洗，主要包含轴瓦、油孔等部位，清洗的过程中要保证清洗的彻底性，避免存在质量隐患，保证设备的正常运行；第五，对于机组内的各个部件，需要进行联接，为了延长各个部件的使用寿命，在进行设计时，要使预应力及可靠性都符合相关的要求；第六，施工人员在进行安装时，要严格的按照相关的要求来进行操作，避免安全事故的发生。
二、水轮发电机制的安装质量控制措施
（一）做好安装前的各项准备工作
对于水轮发电机组的安装质量控制来说，前期的准备工作十分的重要，会起到基础性的作用，因此，必须要做好安装前的各项准备工作。首先，对于水轮发电机组的安装内容、安装要求、安装标准等，安装人员进行充分的了解。其次，完成施工组织计划的编制工作，保证计划的科学性、合理性，同时要与安装相适应，在施工组织计划中，包含的内容比较多，比如进度设计、技术方案、安全防护对策、材料供应计划等，施工组织计划编制完成之后，需要进行审核，审核工作由监理单位来负责。第三，做好技术准备工作，尤其是与技术相关的资料，比如技术指导书、安装说明书等。第四，对安装人员进行资质鉴定，安装人员需要具备比较强的专业技能，同时还要具备比较高的职业道德和职业素质，在安装人员上岗之前，需要对其资质进行鉴定，只有具备合格证书或者考试合格的安装人员才能上岗。通过这四点准备工作的完善，水轮发电机组安装前期的质量控制工作就得到了有效的保证。
（二）严格按照规范进行安装
对于水轮发电机组来说，其安全性及可靠性受到很多因素的影响，比如安装质量、施工管理、设备性能，如果在安装过程中不能对这些因素进行有效地控制，那么水轮发电机组的安装质量就无法得到保证。水轮发电机组的安装有着相关的规范及规程，在进行安装时，必须要严格的按照规范和规程来进行安装，以保证安装的质量。在对设备进行安装时，严格的参考多个资料，比如供应商的技术文件、设计图纸等，并合理的处理好多个资料之间的关系，保证安装的协调性和质量。另外，在进行安装的过程中，要对安装人员的操作进行监督，避免违规操作或者单凭经验操作的现象，避免安全隐患的存在。通过相关安装规范的遵守，水轮发电机组在安装过程中的质量控制得到了有效的保证。
（三）做好质量检验工作
水轮发电机组的安装离不开各种部件、材料的配合，因此，材料、零部件以及设备的质量检验工作十分的重要。在对材料、设备以及零部件进行质量检验时，需要从以下几个方面来检验：规格、型号、品种，在进行质量检验时，要严格的参照设计要求来进行，以便于保证材料、设备及零部件技既具备较高的质量，同时还能够符合设计的要求。质量检验工作需要由专业的人员来担任，一般来说，专业人员在进行质量检验之前，施工人员需要先进行自检，然后再由专业的质检人员进行复核，复核完成之后，还需要进行终审，由专职检验员来担任。通过质量检验工作，有效的保证了材料、零部件以及设备的质量。
结论：在水力发电站中，水轮发电机组是非常重要的组成部分，在对其进行安装时，安装质量直接影响着水力发电站的运行，为了保证水力发电站安全可靠地运行，就必须要对安装质量进行有效地控制。在对水轮发电机组进行质量控制时，不仅要控制安装阶段的质量，还需要控制前期准备阶段的质量，同时，保证材料、设备的质量，只有通过这三方面综合的安装质量控制措施，才能保证水轮发电机组的安装质量，进而促使水轮发电机的正常运行。
参考文献：
[1]靳涛.水轮发电机组安装的质量控制分析[J].科技创业家，2014，（06）：130.
[2]王成学.浅谈水轮发电机组安装的质量控制[J].科技风，2011，（22）：79.
[3]孙定茂，郑建民.轴流转浆式水轮发电机组安装质量控制[J].人民长江，2010，（18）：61-62+70.
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