水轮发电机组调试大纲

第一篇：水轮发电机组调试大纲

余热发电调试大纲2012.3.29

梅州皇马水泥集团有限公司余热发电工程

整 套

启 动 调 试

大纲草案

2012年3月29日

方 案

整套调试方案大纲草案

目

录

1 编制目的 ------------------- 2

2 工程概况 ------------------- 2

3 编制依据 ------------------- 3

4 组织与分工 ----------------- 4

5 启动试运调试 --------------- 7 5.1分部试运 ------------------ 7 5.2整套启动试运 -------------- 8 5.3试生产阶段 ---------------- 8

6 技术、安全措施 ------------- 8

7 启动调试项目 --------------- 9 7.1 分系统调试项目：[各分系统专业应编制详细的调试方案] ------- 9 7.2 整套启动试运阶段调试项目：[编制详细的启动方案] ---------- 11

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1 编制目的

整套机机组启动调试方案是按国家电力公司2001年版[火电机组达标投产考核标准][火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程]机组从首次吹管投运至机组完成168h滿负荷试运为标准.整套启动调试工作共分三个阶段进行,直到72+24小时结束.其基本任务是按照国家标准和部颁规程、规范及设备文件，广东省电力工程质量监督大纲要求,根据设计特点，对主机、辅机等设备及其配套系统，公用设备及系统进行调整、试验、试运，对暴露、发现的设备、设计、施工、安装问题提出整改技术方案和建议，使新安装的机组能安全顺利地完成整套启动试运行并移交生产，形成生产能力，发挥投资效益。为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好机组启动调试的各项准备组织工作,成立[皇马4.5M瓦佘热发电启动委员会],特编制本[整套启动调试方案大纲草案],整套启动调试试运分空负荷调试,帶负荷调试和滿负试运三个阶段 ,并按排在滿负调试合格后完成甩负荷试验。

2 工程概况

本工程位于梅州焦岭新埔填。

余热锅炉系杭州锅炉集团制造,型号为： QC100/380-9.5-1.6/360;QC175/350-15-1.6/330 ， 锅炉是采用单锅炉自然循环方式、露天立式布臵 。 汽轮机型号：N4.5-1.05型， 4.5MW ，设备厂家：青岛捷能汽轮机股份有限公司。 发电机型号：QF-4.山东齐鲁电机制造有限公司 化学补给水处理系统设计出力为:12t/h 。

本工程机组系统采用的DCS来控制。发电岛少量控制点与水泥窑中央控制室的DCS通过数据线相连接。

本工程由南京凯盛水泥技术工程有限公司设计，江苏华能建筑工程集团有限公司承担设备安装并承坦机组的分系统及整套设备启动调试工作.由梅州泰安有限公司监理。 本工程按照广东省电力工程质量监督大纲要求,《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996版)》进行启动和验收。机组启动试运阶段的调试工作，按原电力部颁布的《火电工程启动调试工作规定》进行。机组启动试运的验收评定工作按原电力部颁梅州市泰安监理有限公司

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的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》进行，机组的启动试运也同时参照部颁的法规、规程、规范、反事故措施、制造厂的技术规范进行。

3 编制依据

3.1DL/T5210.2-2005《电力建设建工程施工质量检验及评定标准》(土建工程) 建标[2002]241号[工程建设标准強制条文] [电力建设施工及验收技术规范]系列文件 [火电施工质量检验及评定标准]系列文件 [广东省电力工程质量监督大纲]

3.2《电力建设工程质量监督规定》 电质建 [2002] 3号 3.3《电气装臵安装工程施工及验收规范》[2007] 3.4《火力发电厂金属技术监督规程》 DL 438—1991 3.5《电力工业锅炉压力容器监察规程》 DL 612—1996 3.6《电力基本建设热力设备化学监督导则》DL/T889-2004 3.7《蒸汽锅炉安全技术监察规程》劳部发[1996]276号 3.8《热控设备及仪表装臵的检定规程》

3.9《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》; 3.10《火电工程启动调试工作规定》; 建质[1996]40号

3.11《火电工程调整试运质量检验及评定标准》;建质[1996]111号 3.12《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇);DL/T 5047—1995 3.13《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇);DL 5011—1992 3.14《电力建设施工及验收技术规范》(热工仪表及控制装臵篇);SDJ 279—1990 3.15《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂化学篇);DL/T5190-2004 3.16《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》; GB 50150—2006 3.17《火电机组达标投产考核标准(2001年版)》; 国电电源[2001]218号 3.18主、辅机设备厂家产品说明书及技术要求、技术标准。

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3.19《继电器校验规程》

3.20《电测量指示仪表检验规程》SD 110—1983 3.21《电力系统自动装臵检验条例》

3.22《火力发电厂热工仪表及控制装臵监督条例》 (83)水电电生字第73号 3.23《热工仪表及控制装臵检修运行规程》水电电生字(86)93号 3.24《火力发电厂锅炉化学清洗导则》 SD 135—1986 3.25《污水综合排放标准》GB 8978—1996 3.26《火电厂环境监测技术规范》DL 414—1991 3.27《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》DL/T794-2001 3.28《化学监督制度》 SD 246—1988 3.29 《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004 3.30《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004 4 组织与分工

4.1启动验收委员会：

启动验收委员会主任由建设单负责任命，委员由质监 、锅监﹑监理﹑施工﹑生产﹑设计﹑电网调度﹑制造厂等相关单位组成。启委会必须在整套启动前组成并开始工作，直到完成试生产为止。启动验收委员会在整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套启动的时间和其它有关事宜;在完成整套启动试运后审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运后的未完事项、决定机组移交试生产后的有关事宜、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。 4.2 试运指挥部：

试运指挥部由总指挥和副总指挥组成。设总指挥一名，由工程建设单位任命，副总指挥若干名，由总指挥与有关单位协商，提出任职人员名单，上报工程建设单位批准。 试运指挥部的主要职责是,全面组织、领导和协调机组启动试运工作：对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责,审批启动调试方案和措施;主要配套方案[机组锅妒整启动调试方案措][机组汽机整套启动调方案措施][机组整套启动期间水汽质量监督方案措梅州市泰安监理有限公司

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施][机,电,炉橫向大联鎖试验方案措施]整套启动试运分空负荷调试,帶负荷和滿负荷调试三个阶段.启委会成立后，在主任委员会的领导下，筹备启委会全体会议，启委会闭会期间，代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作;协调解决启动试运中的重大问题;组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。试运指挥部下设分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产准备组、综合组和试生产组。 4.2.1分部试运组：

分部试运组由施工、调试、建设、生产、设计、监理等有关单位代表组成，设组长一名，副组长若干名，组长由主体施工单位出任的副总指挥担任。副组长可由调试、建设、生产单位、监理单位共同出任。

分部试运组的主要职责是：负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作;组织和办理分部试运后的验收签证及提供有关必要的资料。 4.2.2整套试运组：

整套试运组由调试、施工、建设、生产、设计、监理等有关单位代表组成，组长由主体调试单位出任的副指挥担任，副组长若干名由施工、生产、监理单位出任的副指挥担任。整套试运组是余热发电工程整套启动试运的现场指挥机构，整套试运组的主要职责是：负责核查机组整套启动试运应具备的条件：提出整套启动试运计划;负责组织实施启动调试方案和措施;全面负责整套启动试运的现场指挥和具体协调工作。作为整套启动的现场值班指挥，对设备及系统的启动、调试运行或停运检修消缺发布指令，协调参加整套启动调试的各方齐心协力，搞好机组整套启动试运工作。整套试运组下设汽机、锅炉、电气、化学、热工调试专业组，专业调试负责人协助当值值长进行指挥工作，操作命令通过值长向下布臵执行。 4.2.3验收检查组：

验收检查组由建设、施工、生产、设计、监理等有关单位代表组成，其主要职责是：负责建筑与安装工程施工和调整试运质量验收及评定结果，安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接工作;组织对厂区工程的验收或核查，并评定其结果;协调设备材料、备品配件、专用仪器和专用工具的清点移交工作。 4.2.4生产准备组：

生产准备组由建设、生产等有关单位代表组成。负责核查生产准备工作，包括：运行、检修人员的配备、培训情况，所需的规程、制度、系统图表、记录表格、设备命名、梅州市泰安监理有限公司 5

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阀门挂牌、管道流向标志、安全用具、生产维护器材、通信联络等的配备情况。负责完成整套启动试运期间燃料、水、汽、酸、碱等物资的供应，负责提供电气、热工等设备的运行整定值。 4.2.5 综合组：

综合组由建设、施工、生产、监理、调试等有关单位代表组成。负责试运指挥部的文秘、资料、和后勤服务等综合管理工作;发布试运信息;核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作等。 4.2.6试生产组：

试生产组由生产[余热发电部门]、建设、调试、施工、设计、监理等有关单位代表组成。负责组织协调72小时后生产阶段的调试、运行调整、性能试验、消缺和实施未完项目等。

4.3机组启动试运的各有关单位的主要职责

4.3.1施工单位应完成启动所需要的建筑和安装工程及试运中临时设施的施工;配合机组整套的调试工作;并负责办理分部试运后的有关验收签证及提供必要的资料，做好试运设备与运行设备或施工中的设备安全隔离措施;已验收签证的设备和系统，交建设单位代保管;并负责启动试运期间设备监护、维修、消缺，安全文明启动工作。 4.3.2调试单位按合同负责编制调试大纲、试运计划，分系统及整套启动试运的方案和措施，参加分部试运后验收签证;全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性;在试运指挥部统一领导和指挥下负责调试方案的实施，负责整套启动试运的现场指挥和专业协调;重大技术问题的处理、技术数据记录、填写试运质量验评表、编写调试工作总结和报告等。

4.3.3生产单位负责完成各项生产准备工作，负责提供电气、热控等设备的运行整定值，参加分部启动后验收签证;做好运行设备与试运设备的安全隔离措施;负责常规运行调度和试运行负荷申请以及具体的操作票、工作票、反事故措施的编写和实施;负责启动试运期间的设备启停操作、运行调整、化验分析、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。

4.4.4建设单位应明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部做好启动调试的全面组织协调工作

4.4.5监理单位按合同进行启动试运的监理工作。

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4.4.6制造单位负责其供货范围内设备的技术指导和监督，并承担合同规定的职责。 以上是原则分工，凡参加启动试运的全体运行人员、安装人员、调试人员以及厂方专家和其他工作人员必须在启动委员会(总指挥)统一领导下相互协作，紧密配合，互相支援，一丝不苟地做好机组启动试运工作，确保机组移交生产后长期稳发、满发，充分发挥投资效益。

5 启动试运调试

5.1分部试运

5.1.1分部试运包括单机试运和分系统试运两部分。单体调试、单机试运工作、分系统试运由施工单位负责。 分系统试运应具备的条件：

相应的建筑和安装工程已按《电力建设施工、验收及质量验评标准》验收合格; 单体调试和单机试运合格; 安装记录等资料齐全;

一般应具备设计要求的正式电源; 分系统试运的方案和措施已审批。

5.1.2、监理单位会同施工单位、建设单位、调试单位、生产单位共同确认分系统试运的检验项目和检查内容并办理有关签证。分系统试运的组织措施、技术措施和安全措施(以下简称“三措”)，由调试单位专业负责人在分系统试运前向参加试运的人员进行“三措”的交底，由调试单位会同监理单位、施工单位、建设单位、生产单位，明确分工，逐一落实。

5.1.4调试单位在分系统试运过程中，指挥和协调各方的检查与调试，参加试运的人员要服从指挥和管理，并杜绝各类违章行为。对试运过程中出现的技术问题，由调试单位召集相关人员进行总结，研究遗留问题的处理意见。并负责办理分部试运后的有关验收签证等。

5.1.5合同规定由设备制造厂家负责的单体调试的项目，由建设单位组织调试、生产、监理等单位检查验收。验收不合格的项目，不能进入分系统试运和整套启动运行。

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5.2整套启动试运

5.2.1.在整套启动各项准备工作完成并上报启动委员会批准后，方可进入整套联合启动调试阶段。

5.2.2整套启动调试工作共分三个阶段进行，直到72+24小时试运结束。 (1)第一阶段：整套启动试验阶段;

余热锅炉升压→汽机冲转→升速→额定转速运行检查→升速过程中振动监测→汽机调速系统整定、试验→电气试验(包括发电机开、短路试验;二次电流、电压回路检查;励磁系统试验;继电保护检查;同期系统检查)→主汽门、调门严密性试验→暖机→做超速试验→并网→进行发、变组保护检查→励磁系统特性试验→设备投运→升负荷至额定值。

(2)第二阶段：

对第一阶段运行、试验情况做出评价，在达成共识的情况下进入72小时连续试运。试运结束后(或过程中)降负荷至80%额定负荷进行真空严密性试验。正常停机进行消缺工作。

(3) 第三阶段：

第二阶段工作结束后，再次启动进行额定负荷24小时试运行,移交生产。 5.3试生产阶段

试生产阶段仍属于基本建设阶段，调试、施工、设计、监理、设备制造等单位，按建设合同要求，继续履行职责，完成未完的调试工作和建设项目。

6 技术、安全措施

6.1 要认真贯彻执行电力生产“安全第一，预防为主”的工作方针，各单位要严格执行安全工作规程。

6.2各单位都必须严格按照原电力部《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》、《火电工程启动调试工作规定》及本调试大纲2.1至2.30各项规程、规范、标准中的要求进行调试和验收工作。

6.3认真执行各措施中的技术及安全措施，在落实技术措施的同时要将安全措施落实到位，要严把质量、安全关。

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6.4严格执行“两票三制”，认真执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》有关规定。坚决杜绝违章指挥、违章作业及违章操作，对危及设备及人身安全的命令坚决拒绝执行。

6.5各单位要团结合作、协调一致、共同努力，安全、优质的完成该工程，使该机组早日投入商业运行。

7 启动调试项目

7.1 分系统调试项目：[各分系统专业应编制详细的调试方案] 7.1.1 锅炉专业

分系统试运设备系统的检查与核查，对相关的各汽水电动阀门、烟风门及调节挡板进行动作检查试验调整。 取样加药及排污系统试运。 烟风系统冷态检查。 炉水设备系统调试。

电动给水泵试运调试及其冲洗。 汽包内部装臵检查。 7.1.2 汽轮机专业

主机及各辅机保护、联锁检查试验。

自动主汽门检验及调节门、电动主汽门的动作检查试验。 循环水系统调试。 工业水系统调试。 凝结水及补水系统调试。 真空系统调试。 轴封供汽系统调试。 发电机冷却水系统调试。 调节保安系统调试。 液压调节系统静态调试 。 保安系统静态调试。

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热工信号及联锁保护检查试验。 5) 汽门关闭时间测试 盘车装臵调试投运。 润滑油系统调试。 7.1.3 电气专业 一次系统倒送电 发电机保护调试 线路及母差保护调试 厂用变压器保护调试 自动励磁系统调试 同期系统调试 直流电源系统调试 7.1.4 热控专业

计算机系统硬件检查和I/O通道精确度检查 自动调节系统静态调试 汽机电液系统静态调试

热工信号逻辑报警系统静态调试(仅限于DCS内的逻辑系统)。 汽机本体监测系统静态调试 汽机保护系统静态调试 锅炉保护系统静态调试 有关辅机联锁及保护试验。 模拟量控制系统调试。 计算机监视系统调试与投入。 事件顺序记录系统调试与投入。 顺序控制系统调试及模拟试验。 汽轮机旁路控制系统调试 分散控制系统技术指标检查。 7.1.5 化学专业 补给水处理调试

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循环水系统加药系统调试 给水PH校正系统

炉内加药系统检查、试运。 化学分析仪表调试 锅炉化学清洗。 分部试运化学监督。

7.2 整套启动试运阶段调试项目：[编制详细的启动方案] 7.2.1 锅炉专业 热工信号及连锁保护校验 各分系统投运。 疏水、排污系统调试。 安全阀调校。 变负荷试验。

72小时+24小时连续满负荷运行试验。 7.2.2 汽轮机专业 各系统投运

热工信号及联锁保护检查试验 调节保安系统试验。 汽轮机冲转及空负荷调试。 机组冷态启动试验。

危急保安器手动、保护掉闸试验。 机组超速试验。 机组热态启动试验。

自动主汽门、调速汽门严密性试验。 6)汽轮机停机惰走时间曲线测定。 汽轮机并网带负荷调试， 主要辅机切换试验。 真空系统严密性试验。

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机组变负荷试验。 机组振动特性测试。 (72+24)h连续运行试验。 汽机保护投入。

7)热工投入自动等试验。 7.2.3 电气专业 一次系统倒送电调试 发电机启动调试

发电机同期系统定相及并网试验 励磁调节系统投运调试，带负荷试验 厂用电源带负荷切换试验 72小时+24小时试运行。 7.2.4 热控专业

热工信号逻辑报警系统投运(DCS内的逻辑系统) 自动调节系统投运及切换试验。 机、炉各项主机保护投运。

汽轮机电液调节及安全检测系统投运调试。 机组满负荷72小时+24小时试运行。 7.2.5 化学专业

给水、炉水加药系统投运调试。

调整化学水处理设备的出力和出水质量，使其达到设计要求。 凝结水、疏水回收监督 对炉水及蒸汽品质进行监督。 除氧器的除氧效果监督。

72小时+24小时满负荷试运，监督汽水品质

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第二篇：水轮发电机组改造增容

龙溪河梯级电站建于50年代末,共有狮子滩、上硐、回龙寨、下硐4个电站,总装机容量104.5MW,狮子滩电站是龙溪河梯级电站的第一级,首部有库容为10.28亿m3(有效库容7.48亿m3)的多年调节水库。建成后,梯级电站在重庆系统中担负调频、调相、调峰和事故备用等任务。随着电网的扩大,1975年四川省形成了统一电网,陆续修建了一批大、中型水电站。但是,网内水电站除龙溪河梯级和我厂大洪河电站(有不完全年调节水库,电站装机35MW)外,均为迳流式电站,因此,龙溪河梯级电站在系统中担负了对川西迳流电站一定的补偿调节作用。

狮子滩水电站是我国第一个五年计划重点建设项目。电站兴建于1954年,建成于1957年。第一台机组于1956年10月1日并网发电,电站原装有4台单机容量为12MW的水轮发电机组,设计年均发电量为2.06亿kW.h,年有效运行小时为4290h,机组立项改造前安装投运以来共发电(截止1992年底)63.41亿kW.h,有效运行小时(截止1992年底)为65.62万h,其中:1号机运行17.3万h,发电16.31亿kW.h;2号机运行15.4万h,发电15.06亿kW.h;3号机运行16.8万h,发电1.61亿kW.h;4号机运行16.09万h,发电15.95kW.h。

狮子滩水库经过长度为1462.5m、直径为5m的压力隧洞、差动式调压井及长度为133.213m、直径为5m的压力钢管及4根直径为2.6m的钢支管分别引水至各机组。各机组压力水道长度分别为:1636.18m(1号);1638.978m(2号);1642.131m(3号),1644.83m(4号)。机组的主要参数如下:

水轮机:

型

号:HL216-LJ-200;

水

头:HP=64.3m;Hmax=71.5m;

Hmin=45m;

流

量r=25.4m3/s;

设计出力:Nr=13.8MW;

吸出高度:Hs=0.6m;

额定转速:nr=273r/min;

飞逸转速:np=490r/min;

接力器直径:φ400mm;

接力器工作油压:1.75～2.0MPa;

接力器最大行程:240mm。

发电机:

型

号:TS-425/84-22;

额定容量:15MVA;

额定出力:12MW;

额定电压:10.5kV;

额定电流:827A;

额定频率:50Hz;

功率因素:0.8;

静子接线:双Y;

转子电压:188V;

转子电流:470A。

主励磁机:型号:ZLS-99/24-8;

额定出力:125kW;

副励磁机:型号:ZLS-54/8-6;

额定出力:6.5kW;

永磁机:型号:TY65/13-16;

额定容量:1.5kVA;

调速器:

型

号:S-38型;

工作容量:78.45kN.m;

工作压力:1.75～2.0MPa。

2 改造增容研究过程

2.1 改造增容的提出

狮子滩电站机组及辅助设备运行至1992年已有36～37年,除少数辅助设备进行过更换外,主要设备均未更换。由于运行年久,设备日益老化,都需要有计划地进行改造、更新。针对50年代制造投入的水轮机效率低,设计时考虑机组运行方式与目前实际运行情况有较大的变化等情况,省局在1990年组织了科研、运行单位共同研究了机组设备状况和系统运行方式后,提出机组改造增容的要求。并要求对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容至15MW等工作立即开展可行性研究。

2.2 改造增容可行性研究

1990年9月初,狮子滩水力发电总厂成立了龙溪河梯级电站改造增容工作领导小组及各专业工作组,遵照省局的指示,我厂在四川省电力试验研究院(以下简称试研院)、东方电机厂科协、四川省水力发电学会咨询部等单位的帮助和配合下,重点对水轮机转轮改(选)型和利用发电机残余寿命增容等工作展开可行性研究。

2.2.1 发电机试验研究

在有关单位配合下,进行了发电机一系列试验、研究工作,并分别提出了试验报告(东方电机厂:“发电机电磁计算”、“机械强度计算”、“发电机通风试验”、“发电机气隙磁密测算”;试研院:“发电机静子老化鉴定试验”、“发电机温升试验”)。试验表明:静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,通过发电机通风改造,发电机可增容至15MW有功运行。 2.2.2 水轮机提高效率的研究

机组能否增容,提高水机出力是需要解决的第一个关键问题。1990年11月,试研院提出“龙溪河梯级电站的增容改造设想及狮子滩电站增容改造的可行性研究”的规划性报告,鉴于国内尚无完全适合狮站增容用的转轮,故在1990年12月,在省电力局主持下,我厂与试研院正式签订了“狮子滩电站增容改造用新型水轮机转轮的研制协议”。要求在狮子滩电站对其水轮机转轮进行模型设计、试验研究中,在保持狮子滩电站水工部分及水轮机埋设部件不大动的条件下,要求水轮机改造达到以下目标:

(1)提高水轮机过流能力15%以上;

(2)提高水轮机平均运行效率2%以上;

(3)提高机组出力2000～3000kW;

(4)原水轮机功率摆动大,新机应予以改进;

(5)要求新机具有良好的抗气蚀性能及运行可靠性。

之后,试研院与四川省机械设计研究院水力发电设备研究所(以下简称机械院)合作,联合研制狮子滩电站专用改型转轮,经优选后,机械院委托东电电器公司制造模型水轮机及模型转轮,并确定模型转轮的定型试验在水利水电科学院机电所(以下简称水科院)低水头能量台上进行。上述单位通力合作,在1991年11月,完成了3个水轮机新转轮和两个改型转轮,共计5个转轮及模型机的设计制造及试验工作,其中包括完成了S

10、S20以及改型转轮S11的能量性能对比试验和S20、S

21、S30,3个新转轮在水科院低水头能量台上定型试验,将试验结果与国内已研制成功的bo=0.2,Q′max<1000L/s的优秀转轮A

10、A232的参数比较,见表1。

表1 bo=0.2,Q′max>1000L/s的优秀转轮主要参数对比表

转轮 名称 [td]最大单位

流量 Q′max /L.s-1 [td]单位转速 n′out [td]最高效率

ηmax /% [td]备

注 A10-25 [td]1080 [td]68 [td]88.2 [td]用标准尾水管、低水头台试验,当转轮换算为350mm时,ηmax=89%。 A232-35 [td]1040 [td]69.5 [td]90.7 [td]用标准尾水管,在高水头试验台试验,按IEC公式换算为低水头时ηmax=89.8%。 S30-35

[td]1020 [td]70 [td]89.5 [td](1)尾水管主要流道面积仅为标准管的

74.7%～81%。

(2)转轮出口尺寸为前者的89.7%。 (3)在低水头试验台上试验。

(4)按计算,在相同流量下,尾水管损失增加使水轮机效率下降约1.47%～1.87%。

考虑到S30特殊流道带来的不利影响,应该说转轮的综合能量指标高于A10及A272,是近年来国内研制的bo=0.2且具有大过流能力的优秀转轮之一,属国内先进水平。经换算,新研制的S30转轮用于狮站时,其各项指标均达到和超过合同要求。

2.2.3 提出可行性报告

在前期大量试验、研究的基础上,我厂于1991年底完成了狮子滩电站改造增容的可行性研究工作,提出了改造增容的前提条件为

1)尽可能不改动原已建的水工建筑物,并要求改造增容工期尽可能短;(2)引用流量增加是有一定限度的;(3)狮库按优化调度10年的统计,运行年均毛水头为64.39m。在经过水轮机提高效率研究及发电机一系列电气试验后,我厂提出了狮子滩电站改造增容可行性报告,由省局主持召开了有9个单位的工程技术人员共45人参加的审查会。审查意见指出:“从5个模型转轮中推荐采用的S30型转轮,其资料和数据是通过全模拟试验获得的,可以用作真机出力效率换算的依据。转轮试验是在水工建筑物基本不变,水轮机主轴不予更换的条件下进行的,难度大,其增容幅度达25%,且具有较高的能量指标,在短短1年内研制完成是很不容易的。狮子滩电站换为该转轮后,在相同设计水头下,水轮机单机出力可由12MW增至15MW以上,模型最高效率89.5%,预计真机效率为92.0%,满足四川省电力科试所与长寿发电厂签订的各项技术指标”。会议同意以S30型转轮作为狮子滩电站改造增容更换用的转轮。

审查会议同意将对称型活动导叶改为非对称导叶。鉴于顶盖、底环的止漏环,抗磨板等已严重磨损,为有利于制作和安装,同意更换。水轮机仍使用橡胶轴承。尾水管直锥段按模型试验尺寸予以扩大。

发电机(2号发电机)经过电磁计算和静子绝缘老化鉴定以及温升试验表明,静子绝缘无老化特征,绝缘尚有较高的电气强度和绝缘裕度,在进风温度为30℃、功率因素0.8

5、定子电压10.5kV、定子电流970.6A、转子电流497A时,发电机可带15MW有功运行。

励磁系统经测算和试验能满足发电机15MW,无功11.25MVAR,功率因素0.8条件下运行。

主变压器多年运行工况较好,常规试验数据正常,近期内短时超负荷运行基本可以承受。110kV、10kV开关遮断容量严重不足,应予全部更换。

可行性方案审查后,省局要求我厂“尽快完成初步设计,并上报我局审查,抓紧落实选择水轮机制造厂订货工作”。

2.3 完成初步设计

根据省局要求,我厂组织有关技术力量提出了初步设计报告。1992年在我厂提出初步设计报告后,省局又再次组织了对初步设计的审查。初步设计报告对狮子滩电站改造增容从几个方面进行了分析和论证

1)对狮子滩电站改造增容技术上的可行性,经济上的合理性进行2)对下一阶段设备改造的技术设计和施工设计明确了任务,提出了要求;(3)计算并提出了狮子滩近期改造增容的总概算;(4)对改造增容的经济效益进行了计算分析,省局审查后同意了初步设计报告,下达了狮站改造增容的第一批费用及形象进度要求。

3 机组改造施工、试验及运行情况

3.1 首台机组改造施工和鉴定验收

1992年12月,在东电电器公司将水轮机需更换的加工件已按合同要求完成,我厂已按初步设计要求完成了狮子滩电站2号机组各项技术和施工准备,主要准备工作有:水工建筑、水力机械、发电机通风系统改造施工图及“发电机通风系统改造施工工艺”、“机械部分改造施工工艺”、“水工部分改造施工工艺”、“改造增容综合施工进度网络图”等报告文件,于10月11日开始了狮子滩电站2号水轮发电机组的改造增容施工工作,并结合改造增容进行了机组大修。由于我厂对此项工作缺乏经验,也由于水轮机设计制造上的一些问题,如:导叶平面密封不良、转轮标高低5mm、顶盖漏水等,使施工工期超过预计工期。直到1993年3月12日机组空车启动试运行开始,接着又与电力科试所共同进行了发电机通风系统改造后的通风温升试验,至3月19日甩负荷试验后,机组才正式交调度管理,整个机组施工期长达99d。改造后对机组进行了通风,温升试验;运行稳定性试验,效率试验及电站引水系统水头损失试验,并提出了相应的试验报告。

为了给改造增容鉴定提供更完整的资料,经我厂研究决定:于1993年7月26日、27日、31日三次由狮子滩电站作2号机组带15MW负荷试验。当时由于环境温度较高,空冷器供水量已超过设计值,冷风温度及线圈温度均超过允许值。为了能得到准确的定量试验结果,8月11日,由厂组织有关专业技术人员并邀请了电力科试所有关同志一道,使用符合试验精度要求的仪表再次进行了机组带15MW试验。1993年9月,由四川省电力工业局主持,组织有关专家进行了现场鉴定验收,与会专家一致认为:狮子滩电站2号机组改造增容是成功的,后续3台机可参照2号机进行改造。鉴定验收意见如下:

(1)提供的技术文件资料齐全,论据可靠,内容和测试数据可信;

(2)按狮子滩水轮机实际流道条件研制的S30型水轮机转轮,在bo/D′1=0.2,Q1>1000L/s的条件下,其能量指标具有国内先进水平;

(3)现场试验及实际运行表明,改造后的机组各部位振动摆度值符合国标要求,运行稳定性良好;

(4)改进后的机组单台增容3MW,增容率为25%,且水轮机效率提高,与原旧转轮相比,平均运行效率约提高4%,实测在水头55.25m(设计水头58m)及满负荷运行条件下,水轮机效率达91%,过流能力提高21%;

(5)发电机通风改造后,冷却总风量增加5%,改善了发电机内的风量分布,下端进风量增加15%,在相同运行条件下,其定子线圈各部温度特别是原高温区——线圈上、下端部,均有较大幅度降低;

(6)狮子滩电站其余尚未改造的相同3台机组参照2号机改造后,可增加电网调峰容量12MW,有利于减少高峰时段电网对用户的限电和增加电网的备用容量,提高电网的供电可靠性和电能质量,按照过去10年水文资料测算,全站年均增发电量1000万kW.h,本梯级其它水电站减少弃水损失电量200万kW.h,在丰水期以其增加的12MW容量替代相等容量的火电,其增加的容量在高峰时段工作,电网迳流式电站担负其它段的负荷,每年丰水期可使迳流水电站减少弃水,增发电量约1100万kW.h,总计电网年增发电量约为2300万kW.h,经济与社会效益十分显著:

(7)狮子滩电站2号水轮发电机组改造增容研究工作全面达到了预期效果,其改造是成功的,为该厂几个梯级电站机组改造增容工作提供了可靠的依据,在国内同型机组的改造增容中可以推广应用。 3.2 后续机组的改造施工及试验

在2号机组改造增容成功的基础上,四川省电力工业局要求我厂立即着手进行后续3台机的改造增容工作,下达了项目计划通知。为保证后续机组改造增容的成功,我厂着重抓了以下几方面的工作:

(1)在1993年7月12日～14日,我厂与科研、设计、制造单位一起就狮子滩电站

1、

3、4号机改造增容水机部分有关技术进行了研究,对2号机改造中存在的问题从底环、顶盖、导叶、双连壁、转轮等各方面提出了30条修改意见,补签了技术协议,使改造方案更加合理、完善。

(2)对改造中新、旧部件的配合,改造与未改造部分的联接过渡,请设计部门现场核实,研究落实方案,对送到制造厂加工的设备,制定详细的措施。

(3)从新修订改造的施工工艺,在总结2号机改造增容的基础上,对施工工艺中存在的问题进行修订,制订了切实可行的工艺措施,如尾水管直锥段新里衬安装,浇二期混凝土,由原来分3段浇筑改为4段浇筑,每段浇筑一次,保证了混凝土的密实、可靠;导叶部分预组装改为导叶全部整体预装,保证了顶盖、底环、导叶几大部件安装的正确性;减少工作时间等等,使施工工艺更好的指导施工。

(4)制订详细周密的施工计划、施工安全、技术组织措施,施工网络进度图,使施工管理更加科学化,减少盲目性。

(5)施工中以工艺措施为指导,按施工网络进度图控制施工进度,精心组织、合理安排,努力克服施工中的各种不利因素,保证施工的正常进行。

(6)通过各台机组发电机改造前通风温升试验,找出各台发电机影响增容的关键问题。制订出每台发电机通风系统改造的方案,对症下药。针对发电机空气冷却器容量已不能满足增容后夏天运行的要求,研究增大1～4号机的空冷器的热交换容量技术措施,将4台机的空冷器更换为热交换率较高的新型针刺式空气冷却器。

(7)施工中强化质量意识,加强责任制落实,严格厂、车间、班组三级验收责任制,建立健全了检修任务书,采取激励竞争机制,充分调动广大职工和工程技术人员的工作积极性。对重点技术难题、难点,厂组织有关人员进行技术攻关,不断提高施工管理质量和施工质量。如针对2号机改造后,转轮标高比固定部分标高下沉5mm的问题,经研究对后续3台机改造时,拆机后对转动及固定部分标高进行核实,具体定出每台机的加工尺寸,保证了每台机转轮的标高正确;后续3台机施工中,在中心复核时,发现发电机静子中心与顶盖、底环中心相差较多,经讨论认为发电机静子中心不易变动,而采用调整新顶盖、底环安装中心的办法,解决了这一技术问题。

狮子滩电站后续3台机改造增容,在省局、电力科试所领导支持下,在厂精心组织领导下,经广大职工、工程技术人员的共同努力,施工1台,总结1台,不断提高施工质量和管理水平,不断缩短施工工期。3号机施工从1994年11月12日至1995年1月31日正式交付调度运行,历时80d,比2号机施工工期缩短19d;4号机施工从1995年3月8日至1995年5月23日正式交付调度运行,历时76d,比2号机施工工期缩短23d;1号机施工与1号主变及10kVⅠ段改造施工同步,由于受主变更换及10kVⅠ段开关改造的影响,施工从1995年9月18日至1995年12月2日正式交付调度运行,比2号机施工时间缩短大约1/4,改造后机组投入系统运行正常。为保证增容改造后机组能发挥效益及安全运行,在机组改造的同时,对发电机开关及1号、2号变压器也作了更新增容。

1996年7月11日至18日,由四川省电力科学研究院与我厂一道对改造后的

3、

4、1号机组进行了效率试验和稳定性试验,并提出了“狮子滩水力发电总厂狮子滩电站1号、3号、4号机组效率试验报告”和“狮子滩电站1号、4号机组改造增容后,运行稳定性试验总结”报告。在此之前,于1995年3月,对3号机组进行了运行稳定性试验,提出了“狮子滩电站3号机组改造增容后运行稳定性试验报告”。

1995年2月11日～16日,1995年12月18日～21日,四川省电力试验研究院与我厂共同对改造后的3号机组、1号机组进行通风、温升试验,分别提出了狮子滩电站1号、3号、4号机组改造增容后通风、温升总结报告,经改造前试验,4号机组不需通风改造,故未再作改造后的试验。

从机组的稳定情况试验及效率试验看,1号、2号、3号机组在各运行工况稳定性良好,振动摆幅均符合国家有关规范,但2号机组在特定工况区存在有由尾水管偏心涡带产生的低频压力脉动而导致机组低频振动及功率摆动问题。4号机组运行稳定性相对较差,存在一定程度的动力不平衡和磁力平衡现象,摆幅值超过国家标准,尾水管存在明显的压力脉动现象,对机组的运行稳定性存在较大的影响。

从水轮机的效率测试看,1号机真机最高效率可达92.33%(相对值),2号机最高效率可达91.5%,3号机最高效率可达92%(相对值),4号机最高效率为91%,高效区在11～13MW,平均运转效率约89%,改造后机组的效率提高较多,平均运转效率提高约4%。

通风温升试验情况表明:通风改造非常成功,1～3号机组改造后总风量有了较大幅度的增加,增加了4%～7%,风量分配也趋合理,下端部分的进风量比改前增加14%～18%,风速分布,风压分布也更趋合理。改后发电机定子线圈的温升有了明显下降,1～2号机下端鼻部一般下降了1～18K,渐开线部分一般下降1～25K,槽部降低1～6K,但3号机较改造前增加,4号机组根据改造前试验情况,通风系统未作改造,仅更换了空气冷却器,从4台机组通风温升试验情况看,发电机能够满足改造后安全稳定运行的要求。 3.3 改造后机组和电站出力特性

1996年10月10日,我厂对改造后机组和电站的出力特性进行了测量,并对水轮机汽蚀情况作了检查,编写了“狮子滩电站改造增容机组运行报告”。

从电站的出力特性试验及现场汽蚀情况检查看,电站毛水头在63.73m也即上游水位在341m左右,电站单台机和两台机组同时运行,尚可达到单机出力1.5万kW的增容目标,3台机组和4台机组同时运行,单机出力最大只能达到13.8MW和13.3MW。从电站运行记录看,1995年7月30日,电站几乎在最高水位运行时,电站在接近防洪限制水位时段运行(即345～346m),电站实测最大出力56.2MW。从引水系统水头损失试验看,引水损失与引用流量成平方关系,随着引用流量增加,引水系统总的水头损失成平方增加。改造后,电站在哪些情况能够达到4台机组满出力运行的增容目标,还需进一步试验测量。同时也需进一步分析水系统损失对电站出力的影响。从现场汽蚀检查的情况看,水轮机叶片存在严重的翼型汽蚀,当机组运行有8500h以上,叶片就开始发生汽蚀,且各块叶片的汽蚀情况不同,说明同一转轮叶片翼型控制不一致。

4 改造增容效益分析 (1)由于水轮机效率提高了约4%,狮子滩4台机组改造增容后,在与改造前相同运行条件下,机组效率提高将增加发电量;又因引用流量增加,可减少汛期弃水,增发洪水电能,原狮子滩与梯级年均增发电量分别为1000万kW.h及1165万kW.h。

(2)龙溪河梯级增发电量及增加调峰容量对系统有显著的经济效益。

(a)狮子滩电站机组改造增容后,在水库高水位情况下,电网最大可增加调峰容量或备用容量约12MW,在当时电网严重缺乏高峰容量的情况下,可减少高峰时段电网对用户的限电,提高电网供电的可靠性,有利于国民经济的发展。

(b)狮子滩电站改造增容,在丰水期电网以其增加的近12MW的调峰容量,代替系统等容量的火电调峰,可减少火电调峰损失,由于狮子滩水库具有多年调节能力,汛期可以让网内迳流式电站大发,减少弃水,这样,每年丰水期可使迳流式水电站减少弃水,增加发电量1100万kW.h。

水电站水轮发电机组增容改造

作者：轴承供应商网 发布时间：2009-6-12 9:06:29 文字选择：大 中 小 浏览次数：126

提高机组总体效率达到增加机组出力的目的是水电站增容改造的主要课题。机组总体效率应当从水力、机械及电磁三方面综合考虑。转轮改造是增容改造的重点。 水轮发电机组增容改造是水电站技术改造的主要课题。一方面。由于设备老化，机组实际效率显著下降。另一方面，技术进步促进水轮发电机组效率进一步提高。因此，投产较早的水轮发电机组通过技术改造后效率有较大的提升空间。 从经济角度来看，水电站建设资金的主要部分是水工建筑物，在不增加水耗的前提下，通过对机电设备技术改造，提高机组总体效率，增加机组出力。与新建电站相比，技术改造投资少，见效快，经济效益好。水轮发电机组的总体效率由水力、机械及电磁三方面因素综合决定。制定增容改造方案过程中应当全面考虑影响机组效率的多方面因素，应用当前机组制造的新材料及新技术，采取综合的优化方案，达到机组总体效率提高的目的。

本文针对投产较早的水电站影响机组效率的主要因素进行分析，提出机组增容的途径。

1提高水力利用效率

1.1提高转轮效率，适当增加转轮单位流量。 转轮的改造是水电站增容改造的重点。较早投产的水轮机由于当时技术条件的限制，性能落后，制造质量差。我国转轮系列型谱中如HL240，HL702，ZZ600等转轮是国外上个世纪30年代至40年代的技术水平。另一方面，运行多年的转轮经过多次空蚀后补焊打磨，变形加上过流部面磨损，密封间隙增加，效率明显下降。例如双牌水电站水轮机转轮是HL123(即HL240)，80年代中期机组总体效率是86%，最大出力可达50MW，目前最高只能发出48MW。 随着科学技术的进步，转轮的设计与制造已经达到一个新的高度度。优化设计技术,CFD(计算流体力学)技术及刚强度分析技术应用于转轮设计领域，使转轮设计技术有一个质的飞跃。特别是CFD的应用，使转轮设计达到量体裁衣的水平。消除了选型套用与实际水力参数的误差。叶片模压成型技术及数字控制加工技术的应用，使加工出厂的转轮与理论设计偏差缩小，转轮效率可达94.5%，与老型号转轮相比，新混流式转轮效率可提高2%～3%，轴流式转轮效率可提高4%～5?。由此可见，转轮的改造能使机组效率有一个较大的提升。

适当增加转轮的单位流量，充分利用丰水季节水能，经济效益也十分可观，但转轮过流量受到座环高度的限制，也就是受到导叶相对高度的限制。改造后的转轮单位流量不可能无限制增加，另一方面，流量加大，流量上升，空蚀特性变差，水轮机可靠性不能保证。因此，流量增加，应提出适当的要求，专家推荐几种转轮的最大单位流量如下： 转轮型号 单位流量 HL240 1.45m3/s HL220 1.28 m3/s HL180 1.15 m3/s 转轮选择可直接选用与实际水力参数相符或相近的转轮。经过真机运行检验后其转轮的能量特性及费可靠性良好的转轮用于水力参数相符或相近的场合,改造的成功率有把握。且能省去模型试验的费用。

改造费用低，经济效益好。转轮选择的另一个方法，是用与实际水力参数相差不多的转轮，经过改型设计后，直接使用，也可省去模型试验的费用，其可靠性及能量特性也有保证。

转轮选择的第三个方法是利用CFD技术。根据实际水力参数进行量体裁衣式的设计。理论上这样的转轮最符合实际情况。各项指标都能达到最优。但对大中型电站而言，转轮可靠性至关重要。量体裁衣式设计出来的转轮必须经过模型试验。这样转轮设计制造的周期较长，费用也很高。 1.2减小转轮漏水量 由于泥沙磨损，转轮密封装置间隙增大也是机组效率下降的原因之一。转轮密封装置损坏，检修时难以修复，因此在更换转轮时同时对密封装置进行改造，减小漏水量，提高效率。

1.3降低尾水水位到设计水位 由于长期泄洪，投产较早的电站尾水河道存在不同程度的拥塞，导致设计尾水水位上升，机组利用水头下降，出力降低。清理尾水河道，使尾水水位控制在设计水位的范围，可以使机组出力增加。特别对于低水头电站，尾水水位的变化对机组出力影响大，清理尾水河道可获得良好的经济效益。 2减小机械损失，提高机组效率 2.1 推力轴承改造

目前弹性金属塑料瓦技术成熟，造价不高，应用广泛。逐步取代传统的巴氏合金推力瓦。与巴氏合金相比，弹性金属塑料瓦突出的优点是磨擦系数小，因此用弹性金属塑料瓦替代巴氏合金瓦可以减小机械损失，提高机组效率。值得注意的是，应用弹性金属塑料瓦的机组停机过程较长，而且导叶漏水较大的情况下，机组有 潜动 现象发生。

2.2改造发电机通风系统，减小机组通风损耗

老式风路系统，风量分配不合理，漩涡大，风损大，挡风板过多，给检修、维护带来不便。新式风路可使总风量减少20%～30%，通风损耗减小50%，电机效率可以提高0.3%～0.6%。风路系统配合冷却器一起改造可使电机定子最高点温度降低6～10℃;转子温度10～15℃。因此对于定子线圈及转子线圈绝缘没有缺陷的机组，可以不对定子及转子进行改造，而只改造通风系统，就可以提高发电机的容量。盐锅峡电站就是采用这种改造方式。这样即可节省投资，也可缩短改造的工期。

3减小电磁损失

3.1 定子铁芯改造，减小铁芯损失

铁芯损失是发电机电磁损失的主要部分。投产较早的机组硅钢片磁滞损失较大，加之多年运行后铁芯松动，绝缘老化，涡流损失增加。选用性能较好的硅钢片对铁芯进行改造可使发电机效率进一步提高。 3.2取消直流励磁机，采用可控硅励磁

投产较早的大中型水轮发电机组多采用直流励磁机励磁。这种励磁方式故障多，维护费用高，用机组附加损耗增加。采用可硅励磁方式不仅能提高励磁系统可靠性，降低维护费用，还能提高机组效率。

第三篇：水轮发电机组机械检修工

力的三要素中任何一个改变，力对物体的作用效果也随之( )。 (A)改变;(B)不变;(C)减少;(D)不一定。 答案：A 效率η总是( )。 (A)大于1;(B)等于1;(C)小于1;(D)不等于1。 答案：C 作用力和反作用力等值、反向、共线，并分别作用在( )个相互作用的物体上，它们不能抵消，不会平衡。 (A)1;(B)2;(C)3;(D)4。 答案：B 物体由于运动而具有的能量称为( )。 (A)动能;(B)势能;(C)机械能;(D)惯能。 答案：A 物体由于受外界影响(如升高、变形等)而具有的能量称为( )。 (A)动能;(B)势能;(C)机械能;(D)惯能。 答案：B 金属之所以是良导体是因为一切金属( )。 (A)内部存在大量的自由电子;(B)内部的电子比其他物质多;(C)内部的电荷多;(D)内部存在大量的原子。 答案：A 力对物体的作用效果是( )。 (A)平移和转动;(B)转动;(C)移动;(D)作功。 答案：A 国际单位制中把( )作为质量的单位。 (A)kg;(B)kgf;(C)g;(D)t。 答案：A 金属加热到一定温度会由固态熔化成液态，开始转化的温度称为( )。 (A)沸腾点;(B)熔点;(C)可熔性;(D)熔解温度。 答案：B 强度是金属材料的( )性能之一。 (A)物理;(B)机械;(C)工艺;(D)化学。 答案：B 在圆柱体外表面上的螺纹叫( )螺纹。 (A)内;(B)阴;(C)外;(D)圆。 答案：C 螺纹逆时针旋入称为( )旋螺纹。 (A)右;(B)左;(C)上;(D)下。 答案：B 材料力学的专门任务是研究分析构件的( )，既能保证构件可靠的工作又能最大限度地节省材料。

(A)受力和稳定;(B)受力和强度;(C)受力和刚度;(D)强度和刚度。 答案：D 向心轴承主要承受( )载荷。 (A)轴向;(B)斜向;(C)径向;(D)径向和轴向。 答案：C 材料在外加载荷作用下发生塑性变形而不断裂的能力叫( )。 (A)塑性;(B)强度;(C)刚度;(D)柔韧性。 答案：A 随着钢的含碳量的增加，其强度也将随着( )。 (A)下降;(B)提高;(C)不变;(D)不一定变。 答案：B φ30是( )尺寸。 (A)基本;(B)极限;(C)偏差;(D)公差。 答案：A 国标规定，孔和轴的配合分( )类。 (A)一;(B)二;(C)三;(D)四。 答案：C 推力轴承所用的油类为( )。 (A)透平油;(B)绝缘油;(C)空压机油;(D)齿轮箱油。 答案：A ( )式装置的水轮发电机，主要用于明槽贯流式、虹吸贯流式机组以及十几米水头以下的其他型式的小型水轮发电机组。 (A)立;(B)卧;(C)斜;(D)立、卧。 答案：C 飞逸转速愈高，水轮发电机对材质的要求愈( )，材料的消耗量就愈( )。 (A)高，少;(B)高，多;(C)低，多;(D)低，少。 答案：B 推力轴承只承受( )载荷。 (A)轴向;(B)斜向;(C)径向;(D)轴向和径向。 答案：A 装在发电机定子上部的为( )机架。 (A)上;(B)下;(C)斜;(D)主要。

自然界中的化学元素分金属和非金属两大类。( ) 答案：√

在静力学中，常常把研究的物体视为刚体。( ) 答案：√

平衡力系的特征是合力不等于零。( ) 答案：×

力永远是成对出现的。( ) 答案：√

轨道是天车轮子的约束。( ) 答案：√

力矩是用力和力臂的乘积来表示的。( ) 答案：√

在一对拉力作用下，机件产生伸长变形，称为轴向伸长。( ) 答案：√

内力是物体原有的一种力。( ) 答案：×

以弯曲变形为主要变形的构件统称为梁。( ) 答案：√

一个点的一面正投影，只能表达一个坐标。( ) 答案：×

一个空间点到x、y、z3个坐标轴的距离相等，则这个点到3个投影面的距离等距。( ) 答案：√

在投影轴上的点，其投影始终落在轴上。( ) 答案：√

虎克定律表明应力和应变成正比。( ) 答案：×

水轮发电机按机组布置方式分有立式装置、卧式装置两种形式。( ) 答案：√

中、低速大中型水轮发电机，绝大多数采用立式装置。( ) 答案：√

立式装置的水轮发电机，按上导轴承装设位置不同，分为悬吊型和伞型两大类。( ) 答案：×

悬型水轮发电机的推力轴承位于上部机架上，在转子的上方，通过推力头将机组整个旋转部位悬挂起来。( ) 答案：√

伞型水轮发电机的推力轴承，装置在转子下方的下部机架上或者装置在位于水轮机顶盖上的推力支架上。( ) 答案：√

定子是水轮发电机的旋转部件之一。( ) 答案：×

定子机座只承受上部机架以及装置在上部机架上的其他部件的质量。( ) 答案：×

轮子是水轮发电机的旋转部分。( ) 答案：√

水轮发电机主轴分为一根轴和分段轴两种结构形式。( ) 答案：√

水轮发电机推力轴承工作性能的好坏，将直接关系到机组的安全和稳定运行。( ) 答案：√

目前，国内大多数水电站的水轮发电机均采用分块式导轴承。( ) 答案：√

水轮发电机组的推力轴承，承受整个水轮发电机组转动部分的质量以及水轮机的轴向水推力。( ) 答案：√

推力轴承油循环方式有内循环和外循环两种。( ) 答案：√

判断导轴承性能好坏的标志是能形成足够的工作油膜厚度。( ) 答案：× 水轮发电机的冷却效果对机组的经济技术指标没有影响。( ) 答案：×

油管路包括压力油管路、进油管路、排油管路和漏油管路。( ) 答案：√

定子绕组的作用是，当交变磁场切割绕组时，便在绕组中产生交变电动势和交变电流。( ) 答案：√

在河流上兴建水库是解决自来水与用水之间矛盾比较积极的办法。( ) 答案：√

螺纹的公称直径是指螺纹的最大直径。( ) 答案：√

键通常用来连接轴和装在轴上的传动零件。( ) 答案：√

键的主要作用是传递扭矩。( ) 答案：√

禁止在机器转动时，从靠背轮和齿轮上取下防护罩或其他防护设备。( 答案：√

刀具材料和工件材料统称金属材料。( ) 答案：√

铸造与翻砂是一回事。( ) 答案：×

所谓热处理，是指把金属加热一段时间，然后冷却的工艺过程。( ) 答案：×

在工作场所可以储存易燃物品。( ) 答案：×

新录用的工作人员，须经过体格检查合格。( ) 答案：√

所有电气设备的外壳均应有良好的接地装置。( ) 答案：√

遇有电气设备着火，应立即进行救火。( ) 答案：×

淬火冷却介质只有水一种。( ) 答案：×

推力头加温通常根据不同情况采用不同的加热法。( ) 答案：√

材料的安全系数越大越好。( ) 答案：×

钢的表面热处理有表面淬火和化学热处理两种。( ) 答案：√

推力瓦花形状主要有三角形、燕尾形和月牙形等。( ) 答案：√

推力轴承的润滑油起反润滑作用。( ) 答案：×

传统推力瓦在轴瓦钢坯上面上浇10mm以上的钨金层作瓦面。( ) 答案：√

) 推力、上导冷却器水管现已普遍应用紫铜管。( ) 答案：√

机组制动装置的作用只是当机组转速下降到本机额定转速的35%时投入制动器，加闸停机。( ) 答案：×

投入机械制动的转速只能是本机额定转速的35%。( ) 答案：×

一般大、中型水轮发电机组的制动气压为O.6～O.8MPa。( ) 答案：√

在水轮发电机组扩大性大修中，吊转子是一项十分重要的工作。( ) 答案：√

在机组检修工作中，转子测圆的目的在于检查转子光洁度有无明显变化。( ) 答案：×

机组运行时镜板与推力瓦之间的油膜厚度约为O.1mm。( ) 答案：√

对推力轴承的要求只是迅速建立起油膜。( ) 答案：×

大中容量的悬型水轮发电机组，常用吊转子工具为平衡梁。( ) 答案：√

大中容量的转子无轴结构的伞型水轮发电机，常用的吊转子工具为梅花吊具。( ) 答案：√

吊转子前，应对起吊用的桥式起重机进行认真检查和试验，确认无误后，方可起吊。( ) 答案：√

对锁定板式制动器，在吊转子之前，通常采用在各制动板上部加垫的方法进行制动器制动板高程的水平调整工作。( ) 答案：√

拆除推力头前，其与镜板的相对位置可不做标记。( ) 答案：×

检修前，应吊出镜板使镜面朝上放于持平的专用支架上。( ) 答案：√

推力瓦修刮时，一般使用弹性刮刀。( ) 答案：√

研磨镜板的小平台的转动方向为俯视逆时针方向。( ) 答案：×

镜板研磨液常用Cr2O3和汽油配制。( ) 答案：×

推力支架对地绝缘是机组大修中必须进行的一项工作。( ) 答案：√

导轴瓦间隙一般应由有经验的两人进行测量。( ) 答案：√

测量导轴瓦间隙前，应在x、y方向各设一只百分表监视。( ) 答案：√

导轴瓦面接触点达到1～3点/cm2，接触面积为70%算合格。( ) 答案：√

油槽排充油前，应检查油面在规定的位置，否则应做好记录。( ) 答案：√

导轴承组装前，可以不检查其绝缘情况。( ) 答案：×

G3/4"表示英制管螺纹的螺纹外径为3/4in。( ) 答案：×

M24表示公称直径为24mm，右旋的粗牙普通螺纹。( ) 答案：√

普通螺纹的牙型角为55º。( ) 答案：×

管螺纹的牙型角为60º。( ) 答案：×

立方体内对角线任取一点，到三个投影面的距离等距。( ) 答案：√

一条倾斜直线的投影有可能比直线还要长。( ) 答案：×

一倾斜直线上的点，经正投影后，该点不一定在倾斜直线正投影线上。( ) 答案：×

一个平面，只有在平行投影面时，其投影才可能为一直线，否则不行。( ) 答案：×

单头螺纹的螺距和导程是不相等的。( ) 答案：×

圆锥销的公称直径是指小端直径。( ) 答案：√

右旋的粗牙普遍螺纹用牙型符号“M”和“公称直径”表示。( ) 答案：√

内卡钳能测量出零件的外径。( ) 答案：×

倾斜十分厉害的平面，其投影才可能比平面本身还大。( ) 答案：×

只有主视图、俯视图、左视图才叫基本视图。( ) 答案：×

半剖视图是剖去物体的一半所得的视图。( ) 答案：×

什么叫弹性?

答案：材料受外力作用时产生变形，当外力取消后，变形消失，材料恢复原状的性能称为弹性。

何谓钢的热处理?

答案：所谓钢的热处理就是在规定范围内将钢加热到预定的温度，并在这个温度保持一定的时间，然后以预定的速度和方法冷下来的一种生产工艺。

作用力和反作用力是不是平衡力?二力平衡条件是什么?

答案：作用力与反作用力不是平衡力。

二力平衡的条件为：二力大小相等、方向相反、作用于同一直线且作用于同一物体上。

什么叫基本视图?

答案：按照国家规定，用正六面体的6个平面作为基本投影面，从零件的前后左右上下6个方向，向6个基本投影面投影得到6个视图，即主视图、后视图、左视图、右视图、俯视图和仰视图，称为基本视图。

试述虎克定律的内容。

答案：虎克定律的内容为：当应力不超过某一极限时，应力与应变成正比。

什么叫剖视图?剖视图有哪几类?

答案：假想一个剖切平面，将某物体从某处剖切开来，移去剖切平面的部分，然后把其余部分向投影面进行投影，所得到的图形叫做剖视图。

剖视图分为全剖视、半剖视、局部剖视、阶梯剖视、旋转剖视、斜剖视和复合剖视等几类。

什么叫位置公差?根据其几何特征，它分成几类?

答案：位置公差是零件实际各部方位允许的变动值。

根据几何特征，位置公差分定向公差、定位公差及跳动公差。

试述机械传动的几种类型。

答案：机械传动包括摩擦轮传动、皮带传动、齿轮传动、蜗轮蜗杆传动、螺杆传动。

试述螺纹的主要参数。

答案：螺纹的主要参数为：大径d、小径d

1、中径d

2、螺距t、导程t0、升角α、牙形角口β。

什么是力?力对物体的作用取决于哪几个因素?物体受力后会产生哪两类效应?这两类效应各指的是什么?

答案：力是物体之间由于机械运动引起的相互作用。

力对物体的作用取决于力的大小、方向和作用点这三个要素。 物体受力后会产生内效应和外效应，外效应为受力物体原来的运动状态发生变化，内效应为受力物体产生变形。

“一物体的处于平衡状态”指的是什么?平衡状态是物质的机械运动状态吗?

答案：“一物体的处于平衡状态”是指该物体相对于参照系(如地球)保持静止或匀速直线运动的状态，平衡状态是物体的一种特殊的机械运动状态。

零件图有哪些基本内容?

答案：零件图的基本内容有：一组图形、完整的尺寸、技术要求、标题。

我国法定计量单位共有几个基本单位?分别是什么? 答案：我国法定计量单位共有7个基本单位，分别是：长度(m)、质量(kg)、时间(s)、电流(A)、热力学温度(K)、物质的量(mol)和发光强度(cd)。

立式水轮发电机的主要组成部件有哪些?

答案：一般由定子、转子、机架、推力轴承、导轴承、制动系统、冷却系统、励磁系统等部分组成。

同步水轮发电机的频率和转速有什么关系?其“同步”是什么含义?

答案：关系为：f=pn/60。

同步水轮发电机的定子有三相电流通过时，它在定、转子间的气隙内产生一个旋转磁场，这个旋转磁场和转子旋转磁场以相同的转速、相同的方向旋转时，就叫“同步”。

悬型水轮发电机有何优缺点?

答案：优点：机组运转稳定性能好，轴承损耗小，安装维护较方便。 缺点：推力轴承座承受的机组转动部分的质量及全部水推力都落在上机架及定子机座上，由于定子机座直径较大，上机架和定子机座为了承重而消耗的钢材较多，机组轴向长度增加，导致机组和厂房高度增加。

水轮发电机的飞逸转速指什么?

答案：水轮发电机的飞逸转速是指水轮发电机组在最高水头Hmax下带满负荷运行时突然甩去全负荷，又逢调速系统失灵，导水机构位于最大开度B0,max下机组可以达到的最高转速。 常用的转子支架有哪几种?

答案：常用的转子支架有4种：与磁轭一体的转子支架;圆盘式转子支架;整体铸造转子支架;组合式转子支架。

法兰在使用前应做哪些检查?

答案：法兰在使用前应检查：密封面应光洁，不得有径向沟槽，且不得有气孔、裂纹、毛刺或其他降低强度和连接可靠性的缺陷，不允许敲击和撞击密封面，合金钢法兰应作光谱复查。

推力瓦按瓦面材料一般分为哪几种形式?

答案：按材料可分为巴氏合金瓦和尼龙塑料瓦两种形式。

水轮发电机定子主要由哪些部件组成?

答案：水轮发电机定子主要由机座、铁芯、绕组、上下齿压板、拉紧螺杆、端箍、端箍支架、基础板及引出线等部件组成。

立式水轮发电机导轴承有何作用?

答案：立式水轮发电机导轴承的作用为：承受机组转动部分的径向机械不平衡力和电磁不平衡力，使机组轴线在规定数值范围内摆动。

分块式导轴承主要由哪些部件组成?

答案：主要由轴领、导轴瓦、扛重螺钉、轴承体、托板和压板、带有螺纹的套管、油槽、油槽盖板、盖板密封、挡油管、隔板及冷却器等组成。

油冷却器一般分哪4种型式?

答案：一般分为半环式、盘香式、弹簧式、抽屉式和箱式4种型式。

刚性支柱式内循环推力轴承主要由哪些部件组成?

答案：主要由主轴、卡环、推力头、镜板、推力瓦、托盘、扛重螺钉、支座、推力支架、推力油槽、挡油管、冷却器等部件组成。

水轮发电机主轴有何作用?

答案：水轮发电机主轴的作用为：①起中间连接作用;②承受机组在各种工况下的转矩;③立式装置的机组，发电机主轴承受由于推力负荷所引起的拉应力;④承受单边磁拉力和转动部分的机械不平衡力;⑤如果发电机主轴与转子轮毂采用热套结构，还要承受径向配合力等。

水轮发电机转子磁轭有何作用?

答案：水轮发电机转子磁轭的作用为：①形成发电机的部分磁路;②固定磁极;③产生飞轮力矩GD2;④在机组运行中，承受扭矩、离心力以及热打键引起的配合力等。

大、中型水轮发电机转子制动环有几种结构形式?

答案：大、中型水轮发电机的转子制动环主要有4种形式：第1种是用磁轭下压板兼作制动环并通过拉紧螺杆固定在磁轭上;第2种具有凸台的制动环结构，通过制动环的凹槽用拉紧螺杆固定在磁轭的下压板上;第3种是用螺栓将制动环固定在磁轭下压板上;第4种是用T型压板将制动环固定在磁轭下压板上。

大、中型水轮发电机的转子磁极主要由哪些部件组成?

答案：大、中型水轮发电机的转子磁极通常由铁芯、绕组、上下托板、极身绝缘、阻尼绕组及垫板等部件组成。

水轮发电机导轴承的作用是什么?

答案：水轮发电机导轴承的作用为：承受机组转动部分的机械不平衡力和电磁不平衡力，维持机组主轴在轴承间隙范围内稳定运行。

一个性能良好的导轴承的主要标志是什么?

答案：主要标志为：能形成足够的工作油膜厚度;瓦温应在允许范围之内，循环油路畅通，冷却效果好，油槽油面和轴瓦间隙满足设计要求，密封结构合理，不甩油，结构简单，便于安装和检修。

一个良好的通风系统的基本要求是什么?

答案：基本要求是：(1)水轮发电机运行实际产生的风量应达到设计值并略有余量。 (2)各部位的冷却风量应分配合理，各部分温度分配均匀。 (3)风路简单，损耗较低。

(4)结构简单，加工容易，运行稳定及维护方便。 机组制动装置有何作用? 答案：机组制动装置的作用为：(1)当机组进入停机减速过程后期的时候，为避免机组较长时间处于低速下运行，引起推力瓦的磨损，一般当机组的转速下降到额定转速的35%时，自动投入制动器，加闸停机。

(2)没有配备高压油顶起装置的机组，当经历较长时间的停机后，再次起动之前，用油泵将压力油打入制动器顶起转子，使推力瓦与镜板间重新建立起油膜，为推力轴承创造了安全可靠的投入运行状态的工作条件。

(3)当机组在安装或大修期间，常常需要用油泵将压力油打入制动器顶转子，转子顶起之后，人工扳动凸环或拧动大锁定螺母，将机组转动部分的质量直接由制动器缸体来承受。

制动闸板使用的是什么材质?硬度如何?

答案：制动闸板多为含有铜丝的石棉橡胶制品，硬度为HB25～HB35。

制动器的作用是什么?对制动器的基本要求是什么?

答案：作用是：①制动;②顶转子。

对制动器的基本要求是：不漏气、不漏油、动作灵活、制动后能正确地回复。

定子扇形冲片为什么使用硅钢片?

答案：硅钢片具有较高的导磁率和磁感应强度，矫顽力小，磁滞及涡流损失都很低。

水轮发电机飞轮力矩GD2的基本物理意义是什么?

答案：它反映了水轮发电机转子刚体的惯性和机组转动部分保持原有运动状态的能力。

试述水轮发电机的主要部件及基本参数。

答案：(1)主要组成部件为：定子、转子、机架、轴承(推力轴承和导轴承)以及制动系统，冷却系统，励磁系统等。

(2)基本参数有：功率和功率因数、效率、额定转速及飞逸转速，转动惯量。

试述推力轴承的型式及结构组成。

答案：(1)推力轴承按支柱型式不同，主要分成刚性支柱式、液压支柱式、平衡块式三种。 (2)推力轴承一般由推力头、镜板、推力瓦、轴承座、油槽和冷却器等组成。

负荷机架和非负荷机架的作用怎样?

答案：负荷机架的作用是：承受机组的全部推力负荷和装在机架上的其他荷重及机架的自重。

非负荷机架的作用是：装置导轴承并承受水轮发电机的径向力及自重，还要承受由于不同机组型式决定的不同轴向力。

推力瓦的俯视为何形状?为何用钨金作瓦面?

答案：推力瓦的俯视为扇型。

用钨金作瓦面的优点为：钨金熔点低、质软、又有一定的弹性和耐磨性，既可保护镜板又易于修刮，在运行中可承受部分冲击力。

检修后对推力头有何要求?

答案：检修后的推力头与轴的配合内表面应光滑、无毛刺，高点、各销钉孔均应经过修理，在加温时应适当控制温度和受热点，以保证检修后的推力头应有足够的强度和刚度。

高压油顶起装置有何作用?

答案：当机组起动和停机之前及起动和停机过程中，在推力瓦和镜板之间用压力油将镜板稍稍顶起，使推力轴承在起动和停机过程中始终处于液体润滑状态，从而可保证在机组起动、停机过程中推力轴承的安全性和可靠性。在机组的盘车过程中也可使用高压油泵。

推力轴承楔形油膜是如何形成的?

答案：承放轴瓦的托盘放置在轴承座的支柱螺栓球面上，这样托盘在运行中可以自由倾斜，使推力瓦的倾角随负荷和转速的变化而改变，从而产生适应轴承润滑的最佳楔形油膜。

试述转子主轴所受荷载有哪些。

答案：主轴主要用来承受所传递扭矩，转动部分的轴向力，定、转子气隙不均匀所产生的单边磁拉力和转子机械不平衡力等。

保证安全的组织措施是什么?

答案：组织措施为：工作票制度，工作许可制度，工作监护制度，工作间断、转移和终结制度。

电力部门安全生产的方针是什么?

答案：方针是：安全第一，预防为主。

什么是“安全第一”?

答案：“安全第一”是指安全生产是一切经济部门和生产企业的头等大事，是企业领导的第一位职责。

什么是“三不放过”?

答案：“三不放过”是指：事故原因不清楚不放过，事故责任者和应受教育者没有受到教育不放过，没有采取防范措施不放过。

工作负责人对哪些安全事项负责?

答案：对以下安全事项负责：正确、安全地组织工作，给工作人员进行工作安全交待和必要指导，随时检查工作人员在工作过程中是否遵守安全工作规程和安全措施。

什么是振动周期、频率?它们有什么关系?系统发生共振的条件是什么?共振时什么参数将无限增大?怎样防止机械产生有害共振?

答案：振体每振动一次所需的时间，称为周期，记为T;振体单位时间内振动的次数，称为频率，记为f;周期与频率互为倒数关系，即f=1/T。

系统发生共振的条件是强迫振动的频率与振动系统的固有频率一致。共振时，振动系统从外界获得的能量最多，其振幅B将无限增大。

防止机械有害共振的主要方法是：使系统振动的频率与系统的固有频率相差一定的数值。

什么是安全责任制?

答案：安全生产责任制是企业各级领导、职能部门、有关工程技术人员、管理人员和生产人员在劳动生产过程中对安全生产应尽的职责，是企业劳动保护管理制度的核心，也是岗位责任制的重要组成部分。

什么是“两票三制”?

答案：两票为：操作票、工作票。

三制为：交接班制度、巡回检查制度、设备定期试验与轮换制。

请写出本厂水轮发电机的主要技术数据(型号、容量、转速、飞逸转速、磁极个数、功率因数、转动惯量)。

答案：根据本厂的实际情况回答。

什么是文明生产?安全生产与文明生产是什么关系?

答案：文明生产，从广义上讲，是根据现代化工业生产的客观要求组织生产;从狭义上讲，文明生产是指在良好的秩序，整洁的环境和安全卫生的条件下进行生产劳动。

安全生产是文明生产的重要基础和保障，讲文明就必须重安全，有安全才能文明;安全生产是文明生产的必然结果，文明生产是安全生产的更高发展。

怎样理解“安全第一”的含义? 答案：“安全第一”的含义为：(1)从我们党的性质和国家制度上去理解，必须把保护劳动者在生产过程中的生命安全和健康放在第一位。

(2)从发展和保护生产上去理解，生产力的三要素中人是最活跃和起决定性的因素，要发展生产必须发展生产力，要发展生产力，就须保护人民在生产中的生命安全和身体健康。 (3)从建设社会主义的根本目的上去理解，为了满足人民不断增长的物质和文化生活的需要，再没有比保护劳动者在生产中的生命安全和身体健康更重要的了。

振动的基本参数有哪些?

答案：振动的基本参数有：振动的位移、振幅、周期、频率、相位等。

正弦交流电的三要素是什么?

答案：三要素是：有效值、角频率、初相位。

轴电流产生的原因是什么?

答案：不论是立式还是卧式的水轮发电机，其主轴不可避免地处在不对称的磁场中旋转。这种不对称磁场通常是由于定子铁芯合缝、定子硅铁片接缝、定子和转子空气间隙不均匀、轴心与磁场中心不一致、以及励磁绕组间短路等各种因素所造成。当主轴旋转时，总是被这种不对称磁场中的交变磁通所交链，从而在主轴中产生感应电动势，并通过主轴、轴承、机座而接地，形成环行短路轴电流。

视在功率S，有功功率P和无功功率Q是否是一回事?其关系如何?什么叫功率因数cosφ?

答案：(1)S、P、Q不是一回事。 (2)关系是：S2P2Q2

(3)功率因数cosφ是额定有功功率与额定视在功率的比值，即COSφ=P/S。 热处理的目的是为了什么? 答案：目的是为了：(1)改善钢的性能。

(2)热处理作为冷加工工艺的预备工序，可以改善金属材料的切削加工性和冲压等工艺性能。

(3)热处理对充分发挥材料的潜在能力，节约材料，降低成本有着重要意义。

试述主、俯、左三面视图的关系。

答案：主俯视图长对正，主左视图高平齐，俯左视图宽相等。

请答出完整尺寸应包括的4个要素。

答案：4个要素为：尺寸界线、尺寸线、尺寸数字、箭头。

试述T7的含义。

答案：T7的含义为：含碳量为7‰的碳素工具钢。

试述T8B的含义。

答案：T8B为含碳量为8‰的高级优质碳素工具钢。

试述剖面的概念、用途、分类以及同剖视图的区别。

答案：(1)概念：假想同一个剖切平面，将零件的某部分切断，只画出断面的形状，并画上剖面符号，这种图样称为剖面图。

(2)用途：剖面图常用来表示机件上某一局部的断面状态。

(3)分类：剖面图根据其在绘制过程中配置位置的不同，分为移出剖面和重合剖面。 (4)与剖视图的区别：剖面图只画出被切断表面的图形，而剖视图除了画出被切断面的图形外，还要画出剖面后其余部分的投影。

试述英制长度的进位方法以及英制与公制的转换公式。

答案：1英尺=12英寸;1英寸=8英分;1英分=125英丝。 英制和公制的转换公式为1英寸=25.4毫米。

试述滑动轴承几种常用的润滑方法，并回答推力轴承一般采用何种方式?

答案：常用的润滑方法有：手浇润滑、滴油润滑、油环润滑、飞溅润滑、压力润滑和油杯润滑。

水轮发电机推力轴承一般采用压力润滑方式。

一对齿轮咬合应满足什么条件?

答案：应满足：齿形准确，轮齿分布均匀，两者模数和压力角相等。

试述螺纹连接防松装置的一般分类。

答案：(1)靠摩擦力的防松装置，弹簧垫圈防松，双螺母防松。 (2)靠机械方法的防松装置，开口销防松，止退垫防松。

一质量为G的物体用绳子吊在空中并保持静止。问：①该物体处于何种运动状态?②该物体受到哪些力的作用?③这些力的等效合力为多少?

答案：①该物体处于平衡状态;②该物体受到地心吸引力(即重力)和绳子的牵引力两个外力的作用;③该物体所受外力的等效合力为零。

试解释SF100-40/854的含义。

答案：

运行中的定子机座承受哪些力的作用?

答案：运行中的定子机座承受上机架以上部件的质量并传到基础，支承着铁芯、绕组、冷却器和盖板等部件，承受定子自重，悬型水轮发电机还承受整个机组转动部分的质量(包括水推力)，机座还承受电磁扭矩、不平衡磁拉力和切向剪力。

为什么要对分块式导轴瓦的间隙进行调整?

答案：将机组各导轴承的中心均调到主轴的旋转中心线且使各导轴承同心，这样可使主轴在旋转中不致别劲，并有利于约束主轴摆度、减轻轴瓦磨损和降低瓦温。

磁轭铁片压紧常采用哪些方法?

答案：磁轭铁片压紧常采用的方法有：①用辅助螺杆和套管压紧;②用活动落地压紧架压紧;③用简易液压器压紧。

磁轭加热的方法有哪几种?什么叫铁损法?

答案：磁轭加热的主要方法有4种，它们是：①铜损法;②铁损法;③电热法;④综合法。 利用通电绕组在磁轭圈片中产生电涡流，而使自身发热的方法称为铁损法。

检修人员的“三熟”和“三能”分别指什么?

答案：三熟指的是：(1)熟悉系统和设备的构造、性能。 (2)熟悉设备的装配工艺，工序和质量标准。 (3)熟悉安全施工规程。 三能指的是：(1)能掌握钳工工艺。

(2)能干与本职工作相关的其他一两种工艺。 (3)能看懂图纸并绘制简单零件图。

试述推力油槽排油的程序。

答案：推力油槽排油的程序为：测量并记录推力油槽油位，检查推力油槽外部管路上各阀门的开闭位置正确无误后，与油库联系将推力油槽里的油排掉，在排油时，打开通气孔并设专人监视，以防跑油。

如何拆除推力冷却器? 答案：拆除推力冷却器的步骤为：将推力冷却器排水，分解冷却器与水管的连接法兰，拧下冷却器端盖固定螺钉，拆除分油板，用木塞堵好冷却器进出口水管法兰口，然后用吊车吊起一段高度，用抹布擦冷却器表面浮油，以防吊运途中油和水的滴漏，再吊至检修场地。

如何正确使用钢板尺?

答案：用钢板尺测量工件时，必须注意检查钢板尺各部分有无损伤，端部与零线是否重合，端边与边长是否垂直，测量工作时，更须注意钢板尺的零线与工件边缘是否相重合。为了使钢板尺放的稳妥，应用拇指贴靠在工件上，读数时视线必须跟钢板尺的尺面相垂直，否则会因视线倾斜而引起的读数的错误。

如何正确使用直角尺?

答案：将尺座一面靠紧工件基准面，尺标向工件另一面靠拢，观察尺标与工件贴合处透过的光线是否均匀，以此来判断工件两邻面是否垂直。

在轮毂烧嵌中，采用轮毂套轴方法有何优点?

答案：采用轮毂套轴方法的优点有：(1)可以利用原有转子组装机坑，不需另行布置烧嵌场地。

(2)烧嵌后不必再进行轮毂翻身，当轮毂卡住不能套入主轴时，能及时拔出来。

(3)主轴直接把合在基坑上，固定很牢固，万一轮毂卡住不能套入主轴时，能及时拔出。

磁轭铁片压紧的质量要求如何?

10 答案：磁轭铁片压紧后要求达到：①磁轭内圆或外圆高度误差在mm以内;②沿圆周

0方向高度差不大于8mm;③同一截面上内外高度差不大于5mm;④闸板与支臂挂钩间一般要求无间隙，闸板的径向水平及周向波动仍应符合闸板安装时的质量要求，叠系数应不小于99%。

怎样测量分块式导轴承的间隙?

答案：在X、Y方向各设一只百分表监视，先将导轴瓦向主轴旋转方向推靠，然后在瓦背用两个小螺杆千斤顶将瓦块顶在靠轴领上，这时监视主轴位移的百分表指示应无位移，用塞尺测量扛重螺钉头部与瓦背支撑点的最小距离，即为该瓦尺的轴承间隙值，并做好记录。

如何修刮推力瓦?

答案：刮瓦姿势通常为：左手握住刮刀柄，四指自然轻握且大拇指在刀身上部，左手在右手前面压住，并距刀头约50～1OOmm，刀柄顶于腹部。操作时，左手控制下压，右手上抬，同时利用刮刀的弹性和腹部的弹力相配合，要求下刀要轻，然后重压一上弹，上弹速度要快，这样的刀花在下刀后上弹时的过渡处呈圆角。修刮时应保持刀刃锋利，找好刀的倾角，否则常常会造成打滑不吃力或划出深沟而挑不起来等不良现象。

怎样检查推力瓦面的接触点?

答案：先在瓦面上涂一层极薄的酒精，用一块中间挖去面积等于1cm2圆孔的薄铁皮放在瓦面上，数出孔中显示高点数并取其均值。

如何研磨镜板? 答案：将镜板镜面朝上，平稳放置在牢固的支架上，先用洁净的布将镜面擦净，再用细白布蘸酒精擦净，然后用两个外面包有细毛毡或呢子并均匀涂以研磨溶液的金属小平台研磨，转速可选择在10r/min左右为宜，转动方向为顺时针。

转子磁极圆度的误差为多少?

答案：水轮发电机的安装及检修规程中规定：转子磁极圆度在同一个标高上所测半径(相对值)的最大值与最小值之差，应小于发电机设计空气间隙或实测平均空气间隙的10%，其表达式可写为：maxmin1010%。

机组振动测量的方法有哪几种?

答案：机组振动测量的方法，按振动信号转换方式的不同，可分为机械测振法、电测法和光测法三种。

推力轴承甩油的一般处理方法有哪些?

答案：大致有以下几种：阻挡法、均压法、引致法。

对工作人员的工作服有何要求?

答案：要求如下：(1)工作人员的工作服不应有可能被转动的机器绞住的部分，工作时，衣服和袖口必须扎好，禁止戴围巾和穿长衣服，女工作人员禁止穿裙子，辫子最好绞掉，否则，必须盘在帽内，做接触高温物体的工作时，应戴手套和穿上合适的工作服。

(2)在锅炉、水轮机以及变电构架、架空线路等的检修现场以及在可能有上空落物的工作场所，必须戴安全帽，以免被落物打伤。

电气设备的高、低压是如何划分的?

答案：高压指设备对地电压在250V以上者;低压指设备对地电压在250V以下者。

对绘图图板有何要求?如何使用?

答案：图板一般用胶合板制成，板面要求平整光滑，左侧为导板，必须平直。使用时，应当保持图板的整洁完好。

第四篇：第十章 水轮发电机组的异常运行

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

器自动关闭导叶,耗能电阻接触器自动投入,机组转速轻微上升后即开始下降,直到刹 车停机.因此,必须经常检查调速器,继电保护动作是否正常,耗能电阻接触器回路工作 是否正常;当水轮机导叶机构被卡无法关闭时,必须手动紧急关闭进水阀门,切断水流 停机.

飞逸转速由水轮机制造厂提供.混流式.轴流式机组的飞逸转速为额定转速的 1.8倍—2倍;冲击式机组较高,飞逸转速为额定转速的2倍—2.5倍.水轮发电机组在厂 家规定的飞逸转速下允许运转2min,发电机转子不应损坏,水轮机部件也应正常.

第五篇：水轮发电机组的运行操作及事故处理

一、机组运行规定

1、机组有下列情况之一者，起动前必须顶转子： 新机组停运超过24h。

机组运行3个月以上，停运超过72h。 机组运行一年后，停运超过240h。 新机组投运前。

推力油槽排油检修后。

2、机组有下列情况之一者禁止启动： 检修闸门、 工作闸门或尾水闸门全关。

水轮机保护失灵(过速、事故低油压、剪断销剪断)。 各轴承油位未在合适范围内、油质不合格。 机组冷却水、密封水不能正常供水。 压油装置不能维持正常油压。 制动系统不能正常工作。 检修围带未排气。 顶盖排水泵故障。

事故停机后，未查明原因。

其它影响机组安全运行的情况

3、机组运行中有下列情况之一者应立即停机检查：

轴承温度突然上升或油位不正常升高或降低。 冷却水中断且短时间内不能恢复。

机组摆度或振动异常增加，或有撞击声及其它不正常的噪音危及机组安全运行时。 机组产生140%ne过速后，不论过速时间长短，均应停机检查。 发电机风洞内有异常焦臭味或是弧光。

4、机组在下列情况下，快速闸门应关闭：

机组事故停机时，遇导叶剪断销剪断。 手动紧急事故停机。 远方紧急停机令下达。 电气测速140%Ne动作。 齿盘测速145%Ne动作。

机械过速保护装置动作。

5、发电机在下列情况下应进行零起递升加压试验： 新投运机组或机组大修后第一次加压。 主变压器零起递升加压。

发电机差动保护和复合电压过流保护动作，经外观检查及测试绝缘无异常时。 发电机短路干燥或短路试验后。

6、机组零起递升加压操作应满足下列条件： 机组出口断路器、隔离刀闸在分闸位置。 机组出口PT隔离刀闸在合闸位置。 机组中性点接地刀闸在合闸位置。 机组的保护应全部投入。

二、机组运行方式

1、机组带不平衡负荷的运行方式

发电机持续允许不平衡电流值，正常运行时发电机的三相电流之差不得大于额定电流的20%，机组不得发生异常振动，且任一相电流不得大于额定值。

2、事故过负荷的运行方式

(1) 在系统发生事故的情况下，为防止系统的静态稳定遭到破坏，允许发电机在短时间内过负荷运行。

(2) 当发电机的定子电流达到过负荷允许值时,值班人员应该首先检查发电机的功率因数和电压,并注意电流达到允许值所经过的时间,不允许超过表中规定值。在允许的持续时间内,用减少励磁电流的办法降低定子电流到正常值,此时不得使功率因数过高和电压过低。 (3) 如降低励磁电流不能使定子电流降低到正常值时,则必须降低发电机的有功功率。 (4) 过负荷运行时，应密切监视定子线圈、铁芯、空冷器的冷、热风温度以及轴承温度，不允许超过允许值，并作好详细记录。

3、低负荷的特殊运行方式

在低负荷运行时，发电机应避开机组振动区域运行。

4、汛期压油装置运行方式

在汛期，机组压油装置额定油压下的油位保持在70-75cm之间运行，以保证机组在事故情况下突然甩负荷大量给油和机组能进行黑启动。

三、机组开机前的检查与操作

(一)、机组检修后，启动前应按下列程序将机组恢复备用状态 1. 检修工作已全部完成，工作现场已清理，工作人员已全部撤离。 2.收回所有工作票，拆除所有安全措施。

3. 测量机组定、转子绕组绝缘电阻合格。 4. 给上机组出口各PT高、低压侧熔断器。

5. 拉开机组各PT接地刀闸，合上机组出口隔离刀闸、各PT刀闸及励磁变隔离刀闸和中性点接地变隔离刀闸。

6. 恢复机组LCU、保护装置、励磁装置、调速器、压油装置、漏油装置、制动系统、水力监测、顶盖排水系统、技术供水系统，并检查无异常。

7. 检查蜗壳、尾水放空阀及进人门关闭，导叶接力器全关，锁锭投入，将工作闸门、尾水闸门平压后全开。

(二)、机组检修后起动前的检查 1.机组制动屏

屏内电气接线良好,端子无松动现象。

智能、齿盘测速仪在fp状态，显示为0。

制动系统阀门位置在自动状态，各阀门、接头无漏气现象。 上、下腔压力表指示应为0，气源压力应在0.6—0.75MPa之间。 制动电磁阀、复位电磁阀动作可靠、灵敏。 剪断销信号装置正常，无断销信号。 2.励磁系统

220V直流装置至调节器直流电源投入。

厂用电至调节器的交流电源投入。

调节屏面板上的交、直流电源开关在合位，红灯亮。

调节屏无整流故障显示，风机投入在“自动”或“手动”位置。

调节屏后三相交流电源保险、直流合闸保险、直流控制保险、励磁电压输出保险已给上。 功率整流柜励磁阴、阳极刀闸在合闸位置。 发电机机端PT、励磁专用PT高低压保险投入且未熔断，隔离刀闸在合位。

3、调速器

调速柜内交流220V电源开关合上。 调速柜内直流220V电源开关合上。

导叶 “手动/自动” 选择开关在“自动”位置。 厂用屏至调速器交流电源开关已投入。

导叶开度(触摸屏或开度表)与实际对应，指示为零。

调速器锁锭投入、水头状态指示灯亮，滤芯状态指示灯熄。

发电机机端电调PT正常，高低压保险投入且未熔断，隔离刀闸在合闸位置。

4、压油装置

电动机外壳接地良好，绝缘合格。

供油阀全开，放油阀全关，补气阀全关，排气阀全关。

压油装置动力电源、操作电源投入，PLC工作正常。

漏油泵为“自动”运行方式，漏油箱油位正常，阀门全开，液位变送器、信号开关正常。 自动补气装置在“切除”位置。

压油罐油压、油位正常，无漏油、漏气现象;回油箱油位正常。 电接点压力表指示正常，整定值设置正确。

5、机组LCU现地控制单元柜

盘后端子接线良好，盘内无任何异常信号指示。

继电器安装牢固，无误动情况。

控制切换开关在“现地”或“远方”控制位置，投入交直流电源开关，PLC电源开关; 电源模块运行正常，电源指示灯显示与实际相符。 PLC运行指示灯亮,各模块运行正常，无故障指示。 通讯机运行正常，无故障指示。 风机运行正常，无异常声响。 交流采样装置显示数据正常。

6、保护装置

保护装置电源开关在投入位置，操作电源开关在投入位置;PT二次开关在投入位置，非电量开关在投入位置。

投入保护出口连片在投入位置。

装置LCD液晶所显示数据正确;无故障事故报文。 打印机装置能正常打印;

二次接线，插件接触良好，牢固，标签清楚正确，连接片位置正确。

7、机组水力监测屏

机组直流控制电源开关投入，交流电源保险投入。 柜上各水位仪表显示值与实际相符。

盘内接线正确，盘面无故障及异常信号指示。

8、发电机部分

集电环碳刷应全部回装，碳刷研磨面接触良好，压力均匀，串动灵活、无发卡现象。 发电机大轴法兰处的接地碳刷完好，无卡涩或刷辫断线现象。 发电机风洞内无异物，机组各部分应清洁。

机组出口开关分、合闸正常，处于分位。

机组出口隔离开关、各PT隔离开关、励磁变隔离开关在合闸位置，且三相合闸良好。 上导、推力轴承油位、油色正常，无渗漏油现象。 发电机中性点接地变压器地刀在合闸位置。

9、水机部分

导水机构的剪断销信号器及接线完好，各连接销子和螺丝无松动、脱落现象。 接力器各排油阀关闭严密、无漏油现象。

接力器锁锭完好，在投入位置，电磁阀动作可靠。 水导轴承油槽油位、油色正常，无渗漏油现象。 检修围带无漏气现象，阀门在“自动”位置。

顶盖排水泵完好，PLC工作正常，液位显示正常，排水泵一台“工作”，一台“备用”。 事故配压阀在复归状态，管路无渗漏油现象。 水轮机顶盖清洁无杂物、无漏水现象。

蜗壳、尾水进入孔、放空阀关闭严密且无渗漏水现象。

10、技术供水系统

控制屏PLC工作正常，控制开关位置正确。

技术供水系统各阀门位置正确，滤水器状态正常。 循环水池水位正常，技术供水系统试运行正常。

三、机组检修后开机前的操作

1、机组压油装置建压操作

手动启动压油泵将压油罐油位泵至30cm处。 手动对压油罐进行补气。

当补气至3.7Mpa时，关闭阀门。

手动起泵将压力建至额定，观察压油罐油气比例是否合适，否则进行补气或排气操作。

2、机组导叶接力器充油排气操作 检查机组工作门在全关位置; 打开总供油阀;

在调速器柜内打开导叶排气阀;

拔出机组接力器锁定;

将机组导叶“手动/自动”切换开关切至“手动”位置。 在触摸屏上点击“导叶回弹”;

操作机组导叶来回全开全关几次，直至排完接力器内空气; 关闭导叶排气阀;

全关导叶，点击“导叶压紧”或按“偏关力投入”按钮; 投入接力器锁锭;

将导叶控制开关切至“自动”位置。

3、测量机组定子绝缘 拉开机组出口开关。

拉开机组出口隔离刀闸。

拉开机组出口互感器和励磁变隔离刀闸。

拉开机组中性点接地变压器地刀。

用2500V摇表测量机组定子绝缘电阻，吸收比R60″/R15″≥1.6

4、测量机组转子绝缘

拉开机组灭磁开关;

用500V摇表测量机组转子绝缘电阻应大于0.5MΩ。

5、测量绝缘电阻规定

停机后进行检修前测量绝缘电阻。 检修完后恢复运行前测量绝缘电阻。

其它情况需测量绝缘时。

四、机组开停机操作

(一)、机组开、停机操作

1、机组远方、现地自动开机操作(见监控系统运行规程)。

2、现地手动开机至空载操作

检查机组具备开机条件;

将制动方式切“手动”，手动复归制动闸;

手动开启机组技术供水泵供水或开启蜗壳供水;

手动投机组主轴密封水;

手动退机组围带;

手动拔机组锁锭(在调速器柜和现地都可以操作);

将导叶手动/自动切换开关切至“手动”位置;

在调速器触摸屏上点击“导叶回弹”，将导叶开度“增/减”开关向增侧缓慢旋转，开启导使

机组转速达到额定;(空转状态)

将导叶手动/自动切换开关切至“自动”位置;

合上机组灭磁开关;

励磁给定电压UG设定为适当值(2000～3000V);

按励磁调节面板上“开机”按钮，装置自动进行它励，机端电压升至给定，点动“增磁”按钮 将机端电压升至额定。(到空载态)

汇报值长后由值长决定是由上位机还是现地LCU发发电令并网发电。

3、现地手动停机操作

将导叶“手动/自动”切换开关切至“手动”;

操作导叶开度“增/减”开关向减侧缓慢旋转，将有功减为零; 在励磁调节屏上按“减磁”按钮将无功减为零; 在机组保护屏上跳开机组出口开关; 手动在励磁调节屏上按“停机”按钮灭磁;

在调速器柜上将导叶全关，按下“偏关力投入”按钮或点击“导叶压紧”; 机组转速降至20%Ne(10Hz)时，手动投入制动闸; 机组停止转动后将制动方式切换为“自动”; 投入接力器锁锭; 手动投入机组围带;

手动停止机组主轴密封水;

手动停止机组技术供水泵供水或关闭蜗壳供水。

4、机组紧急停机操作

事故情况下的紧急停机操作可在上位机紧急停机画面里发令操作，也可以在机组现地LCU屏柜上按“紧急停机”按钮操作。

(二)、机组对主变递升加压操作 开机至空转状态。

检查机组灭磁开关在合闸位置。

手动在机组保护屏上合上机组出口开关。

励磁装置处于“恒压”方式。

励磁给定电压UG设定为适当值(2000～3000V);。

按“开机”按钮，点动“增磁”按钮逐步将机端电压升至额定值。 注：升压时，应严密监视变压器，遇有异常，立即停止加压，减磁或灭磁。

(三)、机组手动制动操作 关闭自动回路阀门。

待转速下降到20%Ne(10Hz)时，打开上腔手动排气阀、下腔手动进气阀。 观察下腔气压正常，风闸顶起指示灯亮。

检查机组已停止转动后关闭下腔手动进气阀、上腔手动排气阀。 打开自动回路阀门。

机组正常运行时的巡视检查

一、机组正常运行时的巡视检查规定

每班接班巡视后，每两小时对运行机组进行一次巡视检查，并填写巡视记录;另外，还应根据现场运行情况进行机动检查。

二、机组正常运行时的巡视检查内容

调速器系统工作正常，各参数显示与实际相符，各指示灯指示正确，阀体无渗漏油。

回油箱油位正常;压油罐油压、油位正常，罐体及各阀门和连接法兰无渗漏油、漏气现象;表计指示正确;压油泵运行正常。

机组运行声音正常，无异常振动;风洞内无焦臭味及火花。

集电环与碳刷接触良好，无火花现象及异常声响;碳刷及连接线完好，碳刷、滑环表面及连接软线无发热、变色现象，其温度不得大于120℃;刷握和刷架上无灰尘积垢。 上导油槽盖及四周应无积油。

受油器摆度正常，无喷油现象，轮叶位移传感器无异常。

机组LCU屏各测点值正确，无故障报文;发电机在额定参数内运行;机组各部温度正常。 励磁系统工作正常，各表计指示在额定范围内且无异常现象或故障信号。 发电机保护装置工作正常。

油压装置控制屏内各设备工作正常。

制动屏内气源压力正常，阀门位置正确，无漏气现象;剪断销信号装置工作正常，无断销信号;测速仪频率显示正常。

上导、推力、水导、空冷器冷却水压和主轴密封水压正常，示流信号器显示正确;空气围带在退出状态，其气源压力正常。

导叶主令控制器完好;反馈重锤无掉落现象;事故配压阀及管路无渗漏油。 机组顶盖排水系统工作正常。

机组中性点接地装置运行正常。

水导轴承油色、油位正常，无渗漏油现象。

顶盖水位正常，导水机构漏水量正常;真空破坏阀完好。

大轴接地碳刷完好，接触良好;齿盘测速探头指示灯闪烁;大轴法兰无甩油现象;推力轴承挡油筒法兰无渗漏油;下机架无滴油、滴水现象。 导叶接力器无抽动现象，活塞杆无明显划痕及锈蚀;接力器端盖密封处渗油量在合格范围内;各油管路及阀门无渗漏油。

导叶开度反馈钢绳完好;剪断销信号器及接线完好;控制环润滑油充足，动作时无异响，推拉杆及拐臂连杆锁紧螺母无松动现象。

蜗壳、尾水放空阀及进入孔无渗漏水。

技术供水总管压力正常，各管路法兰及阀门无渗漏水;滤水器工作正常;采用循环水池取水时循环水池水位正常，技术供水泵运行声音应正常，无异常振动，电机及各部轴承无过热现象。

漏油箱油位正常;漏油泵工作正常。 10kV开关室所有设备运行正常。

机组故障及事故处理

一、机组故障及处理

1、机组遇下列情况之一者，值长应立即报告调度转移负荷，解列、停机，必要时可按“事故停机”停机，并查明原因进行处理。 各瓦温急剧上升或持续上升。 瓦温超过规定数值。

冷却水中断且瓦温不正常地升高。 轴承油面不正常升高或下降。

机组转动与固定部分有金属碰击声或其它不正常的噪音危及机组安全运行时。 机组摆度、振动值超过规定标准危及机组安全运行时。 顶盖排水泵故障，水位不断上涨，水导轴承将被淹没。 发生其它严重危及机组安全运行的情况。

2、机组发生机械故障时，上位机有语音报警，应按以下步骤处理： 值班人员应立即到现场检查故障状况及故障性质。 根据故障信号指示进行分析处理。

处理完毕，全面检查，将处理情况向值长汇报。 复归信号并做好文字记录。

3、制动屏内电磁阀故障时应将制动系统由“自动”改为“手动”

4、在正常停机或紧急停机时，若机组导叶已全关但转速长时间不能降到制动转速20%Ne，则应关闭工作闸门并检查导叶剪断销是否剪断、拐臂连杆是否松动以及导叶开度反馈系统是否故障等，如无异常，证明导叶关闭不严，记入缺陷记录薄，待机组检修时处理。

5、在正常停机过程中，制动系统发生故障不能加闸时，应将导叶开至空载使机组继续运行，制动系统恢复正常后再停机，事故停机时，如遇此情况，可远方关闭工作闸门停机。

6、当机组发生剧烈振动，摆度接近规定值，或者在较大振动范围内运行时，应立即调整负荷，加强监视，使机组迅速脱离振动范围运行，并作好停机准备。

7、系统振荡或机组甩负荷时，应加强监视调速器的运行情况，压油装置工作是否正常，并对机组进行一次全面检查，发现问题及时汇报，并设法处理。

8、顶盖水位过高故障处理

检查备用顶盖排水泵是否启动，若没有运行则手动启动。

检查主用泵没有启动或没有抽上水的原因，并作出相应处理。

若水泵运行正常，水位确已升高，则检查漏水增大原因，是否主轴密封漏水过大、真空破坏阀及导水机构漏水严重等，及时处理。

若水位持续上升可能淹没水导轴承时，应转移负荷或联系停机处理。

若是液位传感器故障，应对顶盖水位加强监视并手动抽水，及时联系维护人员处理。 若水导轴承已进水，立即停机并汇报调度以及生产主管领导。

9、轴承油位不正常(上导、推力、水导)处理 上位机报“油位过高或过低。”

检查故障轴承油槽实际油位;若油位正常，则检查油位信号器及回路是否有故障。 若实际油位确已升高，可以判断为油冷却器渗漏水造成，应立即停机。

若实际油位降低时，检查轴承油槽及排油阀等有无漏油，如有漏点不能处理则通知维护人员，并监视轴承温度决定是否停机。

10、漏油泵故障处理 现象：上位机报“漏油泵故障”。

处理：检查动力电源是否消失，接触器是否故障，控制电源开关是否跳闸，液位信号器是否完好，进行维护处理。

11、轴承温度(上导、推力、水导)及空气冷却器温度升高处理 检查冷却水压、水流是否正常，如不正常，应迅速处理。 检查各轴承油位、油色是否正常，有无漏油之处。

对比同一部位的温度，判断是否由测温元件故障引起。

检查机组摆度、振动与原始记录比较是否有明显变化，如是摆度、振动引起，可适当调整导叶开度至摆度、振动最小运行。

倾听轴承内有无异音，判明轴承是否运行良好。

调整冷却水压不能使温度下降，同时线圈温度超过额定值时，应减小负荷。

经检查确认已无法维持正常运行时，应立即联系调度解列停机并汇报生产主管领导。

12、机组冷却水中断

上位机音响报“冷却水消失”。

蜗壳取水时检查是否滤水器堵塞而造成水压降低，否则可能是蜗壳取水口拦污栅处堵塞引起，此时应启用另一路蜗壳取水或采用循环水池取水。

循环水池取水时检查技术供水泵是否停运、水池水位是否正常，必要时改变供水方式。 若是示流信号器或信号回路误动，联系检修人员处理。

13、导叶剪断销剪断

上位机故障音响报警“水机故障”、有“剪断销剪断”报文。

机组若出现强烈振动、摆度增大现象，应立即将导叶切至“手动”，缓慢调整导叶开度以尽量减小振动;如果通过调整负荷，机组振动、摆度仍很大时，则联系调度申请停机处理，并报告生产主管领导;

现地检查剪断销剪断情况，通知检修人员进行更换，并根据现场实际情况决定是否停机处理。 若停机时出现长时间不能达到制动转速，应迅速关闭工作闸门。 如遇剪断销更换后又连续被剪断，此时应联系停机进行排水检查。 若检查系元件误动，联系检修人员进行检查处理。

14、轴承油混水 油混水报警后，应对轴承油位、油色及轴承温度进行监视，并通知维护人员取油样进行化验，判明油质是否良好;如发现油质已经乳化或油位已升高及轴承温度不正常升高时，应立即申请停机处理。

15、主轴密封水消失

查是否属水压下降引起，调整水压至正常。

投入备用密封水待主用密封水压正常后，复归备用密封水。

16、回油箱油位异常

上位机音响报“回油箱油位异常”。

检查回油箱油位是否过低或升高，应调整压油槽油位至正常后，对回油箱加油或抽油处理。

17、压力油槽油压过高

上位机音响报“压力油槽油压过高”，压力指示在4.2Mpa以上，油泵可能未停止。 若压油泵未停，应立即手动切除。

打开放油阀，将压油槽油压调整至正常油压。

查明不能停止的原因是否由PLC故障、整定值改变、压力变送器故障等引起，若不能即时处理应监视油压并手动启、停泵。

18、发电机温度升高 (1)现象：

发电机定子线圈或冷、热风超过额定温度报警。 有、无功出力及定子电流超过额定值。 (2) 处理：

检查风洞内有无异音、异味等异常现象。

检查空冷器的示流器有无指示，判断供水系统是否正常。 在不影响系统的条件下，适当调整各机组间的负荷分配。

检查测温装置是否故障。

若上述调整无效，应联系调度减少该机组负荷，直到温度下降到规定值以内为准。 温度接近极限值时应停机处理。

19、定子一点接地 (1)现象：

发出发电机定子一点接地信号。 定子三相电压不平衡。

(2)处理：

通知现场所有人员禁止进入发电机风洞及10kV开关室;

将厂用电源倒换至非故障段运行;

检查机端PT保险是否熔断，判断故障现象是否由测量回路引起

若测量回路正常，可联系调度，请求将故障机组解列停机作进一步检查。

待机组停机后，拉开机端出口刀闸及各支路刀闸，在对定子放电后，对定子进行绝缘检测。 20、转子一点接地

(1)现象：发出转子一点接地信号 (2)处理： 检查接地性质，判明是金属性接地还是非金属性接地。查看接地电阻值，较小为金属性接地。 金属性接地时不允许再继续运行，除遇系统事故外，其它均应立即联系调度转移负荷解列停机，并汇报主管生产领导，待故障消除后再投入运行

二、机组事故及处理

1、当机组发生事故时，应按下列步骤处理事故: 检查发电机灭磁开关，断路器是否跳闸，如未跳闸，应手动开机组出口开及灭磁开关。 监视自动化元件动作情况，如自动失灵应手动帮助，机组停机过程中，应注意制动闸动作情况，检查顶盖水位及排水泵运行情况。

导叶全关，机组全停，围带给气，接力器锁锭投入。 检查、记录继电保护动作情况。

值班人员应根据事故信号报文，对事故进行分析处理。

判明是否继电保护装置误动或由于工作人员误动而造成。 事故处理完毕后，应进行全面检查，并将事故发生经过及处理过程向领导和调度汇报并作好记录。

2、机组温度过高事故 (1)现象：

上位机事故音响报警，有 “语音报警”和“温度过高”报文。 LCU温度模块有一点指示灯亮，温度超过规定值。 (2)处理：

监视停机过程，若自动动作不良应手动帮助。 监视事故点温度变化情况。 查明温度过高原因。

3、压油装置低油压事故 (1)现象：

上位机事故语音报警，“水机事故”光字亮，有“事故低油压”报文。 压油槽压力表指示在3.0MPa以下。

(2)处理：

监视停机过程，若自动动作不良，手动帮助。

检查油压下降原因，并设法处理，若是大量跑油时，应立即处理。 如导叶不能全关，应立即落下快速闸门。

4、机组过速(140%额定转速)保护动作停机 (1)现象：

上位机事故语音报警，“水机事故”光字牌亮，有“机组过速140%”报文。 转速信号指示在140%左右，机组有超速声。 调速器紧急停机动作，导叶全关停机。

机组转速升至145%时事故配压阀动作，快速门落下。 (2)处理：

监视机组停机过程;

检查快速门是否已全关; 检查事故配压阀动作情况;

机组全停后，对机组进行全面检查; 向调度和主管生产领导汇报事故情况。

5、失磁保护动作 (1)现象：

发电气事故和失磁保护信号。

转子电流突然为零或接近于零，定子电流升高，发电机母线电压降低。 定子电流、转子电压周期性摆动。

有功出力降低并波动，无功出力大幅度进相，发电机发出异音并强烈震动。 发电机自动解列。 (2)处理：

立刻将机组解列停机，检查是否由于人为误碰灭磁开关跳闸引起。 检查励磁回路、转子回路是否有开路现象。 检查励磁装置有无故障。

检查无异常后开机至空转手动建压至额定，正常后联系调度并入系统。

6、转子两点接地

(1)现象：先发转子一点接地信号，如未进行处理发展成另一绝缘薄弱处被击穿，出现：转子电流增大，电压降低;有功降低，无功减少甚至进相;机组产生异常振动。 (2)处理：立即将发电机组解列停机。汇报调度和运行主管，联系维护人员处理。

7、发电机励磁回路断线 (1)现象：

转子电流向零方向摆动，转子电压升高，同时发失磁保护动作信号。 机组有功下降，无功降低至零，定子电压急剧下降。

如磁极断线则风洞冒烟，有焦臭味，发出很响的嗤嗤声。

(2)处理：立即解列停机，断开灭磁开关，如有着火，可按发电机着火处理，汇报调度联系维护人员处理。

8、复合过流保护动作

(1)现象 ：

发复合过流保护动作信号。

机组有、无功负荷，定子电流已降为零，发电机出口开关及灭磁开关跳闸并停机。 (2)处理：

对发电机出口至主变压器低压侧所属一次设备进行全面检查。 如差动保护退出，可按差动保护动作处理。

摇测主变、10.5KV母线及发电机的相间或对地绝缘电阻值。

如属线路事故断路器拒跳，引起发电机复压过流保护动作，检查线路保护已动作，而断路器未跳闸时，则立即设法人为跳开断路器。

9、过电压保护动作 (1)现象：

发过电压保护动作信号。

有功、无功负荷及定子电流降为零。 发电机出口断路器及灭磁开关跳闸。 (2)处理：

如判明属系统甩负荷造成，待系统稳定后，可将发电机投运。

如判明属励磁系统故障或调速器故障引起，应立即联系维护人员消除故障。 测量机组绝缘，若合格，做零起升压，正常后恢复送电。

10、差动保护动作 (1)现象：

机组有强烈的冲击声，发差动保护动作信号。

机组有功、无功及定子电流降为零，出口断路器及灭磁开关跳闸，同时事故停机。 检查是否由于保护装置误动引起。

(2)处理：

对差动保护范围内的一次设备进行全面检查(包括发电机内部)，看是否有短路现象。如发现着火现象，在确认机组所属设备不带电时，进行灭火。

如未发现异常，测量机组绝缘，合格后经领导同意，可对发电机做零起递升加压试验。升压时，应严密监视发电机电压和电流的变化情况，正常后可继续投入运行，如发现异常情况应立即停止加压，减磁或灭磁。正常后可将发电机并入系统监视运行。

11、非同期振荡 (1)现象: 发电机、线路的电流表，有、无功负荷表来回剧烈摆动，通常是电压下降，电流摆动超过正常值，转子电流在指示正常位置附近摆动。 发电机发出轰鸣声，其节奏与表计摆动合拍。 (2)处理: 如果频率升高，应在保证厂用电正常的情况下降低发电机有功，增加发电机无功。(但不应超过发电机允许电压110%Ue)。

如频率下降，应增加有功、无功至最大值(定子电流不超过额定值)。

如因发电机失磁造成的振荡，应立即将发电机解列。

非同期振荡期间，不得将调速器切手动运行(压油装置不能保持油压时除外)。

振荡时，值班人员不得自行解列机组，除非频率降低到足以破坏厂用电的运行时(降低到46Hz及以下时)，值班人员应按现场规程的规定，实施保厂用电措施将厂用电解列，但严禁在发电机出口开关处解列(如本站可在201DL或202DL处解列)，当系统振荡消除、频率正常后，应主动与系统并列。

12、发电机着火 (1)现象：

发电机密封不严处有喷烟、火星，或绝缘焦臭味等明显着火迹象。 保护动作发出电气事故和电气故障等信号及感烟报警器报警。 机组伴有强烈的轰鸣声和冲击声。 (2)处理：

应迅速检查发电机是否已解列停机，并立即操作紧急停机。

在判明机组确无电压，发电机出口断路器及FMK断开后方可启动机组消防系统进行灭火。

13、发电机灭火时注意事项: 尽量保护发电机密封。

不得使用泡沫灭火器或砂子灭火(当地面有油类着火时，可用砂子灭火，但不得使砂子落到发电机或轴承上)。

灭火后进入风洞内检查时，必须戴隔离式防毒面具。