1、 I ICS 29.240 Q/GDW 国家电网公司企业标准 Q/GDW11066 2013 水轮发电机组运行维护导则 Guide for operation and maintenance of hydraulic turbine generator unit 2014-09-01 发布 2014-09-01 实施 国家电网公司 发 布 Q/GDW 11066 2013 I 目 次 前 言 II 1 范围 .1 2 规范性引用文件 .1 3 术语和定义 .1 4 符号、代号和缩略语 .3 5 基本技术要求 .3 6 水轮发电机组的监视检查及维护 .14 7 水轮发电机组的运行操作 .24 8
2、 水轮发电机组不正常运行、故障及事故处理 .32 编制说明 .40 Q/GDW 11066 2013 II 前 言 本标准对各水电厂编写现场规程有指导作用，各水电厂据此及制造厂文件，并结合实际来编写现场规程。 本标准由国家电网公司运维检修部提出并解释。 本标准由国家电网公司科技部归口。 本标准起草单位：国网湖南省电力公司、国网湖南省柘溪水力发电厂、国网福建省电力有限公司、国网新源控股有限公司。 本标准主要起草人：苏富贵、罗莽、潘大林、周希念、陈伟勇、宁鸿强、姚元强、谌静波、李智。 本标准首次发布。 Q/GDW 11066 2013 1 水轮发电机组运行维护导则 1 范围 本标准规定了水轮发电机
3、组运行的基本技术要求、监视检查及维护、运行操作、不正常运行、故障及事故处理等有关事项。 本标准适用于国家电网公司 10MW 及以上的同步水轮发电机组运行维护工作， 10MW 以下的同步水轮发电机组可参照执行。 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 7894 2009 水轮发电机基本技术条件 GB/T 9652.2 2007 水轮机控制系统试验 GB/T 11805 2008 水轮发电机组自动化元件 (装置 )及其系统基本技术条件 GB/T 1
4、4285 2006 继电保护及安全自动装置技术规程 GB/T 15468 2006 水轮机基本技术条件 GB/T 20834 2007 发电电动机基本技术条件 DL/T 293 2011 抽水蓄能可逆式水泵水轮机运行规程 DL/T 491 2008 大中型水轮发电机自并励励磁系统及装置运行和检修规程 DL/T 578 2008 水电厂计算监控系统基本技术条件 DL/T 583 2006 水轮发电机励磁技术件条件 DL/T 622 2012 立式水轮发电机弹性金属塑料推力轴瓦技术条件 DL/T 710 1999 水轮机运行规程 DL/T 751 2001 水轮发电机运行规程 DL/T 792 2
5、001 水轮机调速器及油压装置运行规程 DL/T 1009 2006 水电厂计算机监控系统运行及维护规程 DL/T 1245 2013 水轮机调节系统并网技术导则 DL/T 5177 2003 水力发电厂继电保护设计导则 Q/GDW 434.4 2012 国家电网公司安全设施标准 第 4 部分：水电厂 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 励磁系统 excitation system 为同步发电机提供励磁电流的设备，包括所有调节、控制、保护单元及功率电源和灭磁装置等。 3.2 自动电压调节器(AVR) automa tic voltage regulator 指实现按恒机端电压
6、调节方式的调节及相关的限制保护功能的装置，也称自动(调节)通道。 3.3 Q/GDW 11066 2013 2 手动励磁调节单元(FCR) field cu rrent regulator 指实现按恒励磁电流调节方式的调节及相关的限制保护功能的装置，也称手动(调节)通道。 3.4 电力系统稳定器 power sys tem stabilizer (PSS) 指励磁调节器通过一种附加控制功能，用以改善电力系统稳定性能的一个或一组单元。 3.5 操作员工作站 operator workstation 运行值班人员与监控系统的人机联系设备，用于监视与控制。简称操作员站。 3.6 现地控制单元 loc
7、al control unit (LCU) 对按单元划分的机电设备进行现地控制的装置。 3.7 自动发电控制 automatic g eneration control (AGC) 在满足各项限制条件的前提下，以安全、经济的方式控制水电厂机组的运行方式及有功功率分配，来满足电力系统的需要。 3.8 自动电压控制 automatic v oltage control (AVC) 在满足各项限制条件的前提下，按厂内高压母线电压及全厂的无功功率进行优化实时控制，以满足电力系统的需要。 3.9 过速限制器 over-speed limiter 由事故配压阀、电磁换向阀及油阀组成(或集成)的，在调速器拒
8、动的情况下，用来迅速切换油路封闭来自调速器主配压阀的油路，将接力器关闭腔直接连通压力油，而将接力器开启腔接通回油的切换装置。 3.10 弹性金属塑料轴瓦 elastic m etal-plastic segment 按专用工艺技术规范，将弹性金属塑料复合层焊牢在轴瓦的金属瓦基上，经加工后其形状和几何尺寸符合要求的轴瓦称为弹性金属塑料轴瓦。 3.11 静止变频器启动装置 static frequen cy converter starting device 抽水蓄能电厂配置的，用于机组电动方向工况启动的静止式频率变换设备。也简称变频器。 3.12 背靠背同步启动 back-to-bac k sy
9、nchronous starting 抽水蓄能电厂中启动机组（按发电机方式运行）通过启动母线与被启动机组（按电动机方式运行）在电气上相互连接的同步启动方式。也称同步拖动启动。 3.13 发电工况 operating c onditions 抽水蓄能的机组做发电机运行的工况。 Q/GDW 11066 2013 3 3.14 电动工况 electric conditions 抽水蓄能的机组接入电网，做电动机运行的工况。 3.15 电动方向调相工况 electric di rection phase modulation condition 抽水蓄能机组在导叶关闭状态下，利用高压空气将转轮室内的水压
10、到转轮以下，机组在电动方向运行，向电网送出或吸收无功，以调节电网电压。 3.16 发电方向调相工况 power phase modulation condition 抽水蓄能机组在导叶关闭状态下，利用高压空气将转轮室内的水压到转轮以下，机组在发电方向运行，向电网送出或吸收无功，以调节电网电压。 4 符号、代号和缩略语 下列缩略语适用于本文件。 发电机：包括常规水轮发电机与抽水蓄能机组中的水轮发电电动机的简称。 水轮机：包括常规水轮机与抽水蓄能机组中的水泵水轮机的简称。 机组：包括常规水轮发电机组与抽水蓄能的发电电动机/ 水泵水轮机组的简称。 锁锭装置： 包括安装在导水机构上限制导水叶活动范围的
11、装置和安装在主阀上限制主阀活动范围的 装置的简称。导水机构锁锭装置一般按装设位置不同有接力器锁锭或控制环锁锭。 5 基本技术要求 5.1 一般要求 5.1.1 每台水轮机、发电机均应有制造厂的铭牌。抽水蓄能机组应分别标明发电、抽水两种工况下的铭牌。 5.1.2 为了检查制造、安装和检修后的质量以及掌握机组的参数和特性，应按照国家和行业标准的有关规定进行必要的试验，以决定机组是否可以投入运行。 5.1.3 运行中的机组本体及其附属设备、励磁系统、计算机监控系统等应保持完好，保护装置及测量仪表和信号装置等应可靠和准确。 整个机组应能在规定参数下带额定负荷， 在允许运行方式下长期运行。 5.1.4
12、每台机组都应有必要的运行备品、专用工具和技术资料，其主要内容为 5.1.4.1 配置机组运行维护所必须的备品与专用工具，并编制备品定额与专用工具清单。 5.1.4.2 机组的安装维护使用说明书和随机供应的产品图纸。 5.1.4.3 机组安装、检查和交接试验的各种记录。 5.1.4.4 机组运行、检修、试验记录 (包括技术文件 )。 5.1.4.5 机组的缺陷和事故异常记录。 5.1.4.6 现场运行规程、图册、检修规程。 5.1.4.7 保护整定值及异动记录。 5.1.5 机组主、辅机的设备标志、安全标志、管路色别等安全设施应按照 Q/GDW 434.4-2012 的规定设置。所有的水、气、油
13、管路均应按表 1 规定着色，并标出介质流向。应显著标示机组的主、辅机设备Q/GDW 11066 2013 4 在系统图中的名称及编号，现场应标示各转动部件的旋转方向、各阀门的开关方向、正常开关状态（常开、常闭） 、各电气开关、按钮的开关位置等。 表 1：机组附属管路着色规定 管 道 类 别 底 色 进油管 桔黄色（M80 Y100） 排油管 黄色（Y100） 进水管 蓝色（C80 M50） 出水管 绿色（C100 Y100） 供气管 白色 消防水管 红色（M100 Y100） 5.1.6 控制室应有经审核合格的机组的油、水、气系统图。 5.1.7 机组本身及周围环境整洁，照明良好，标志、编号齐
14、全，保持厂房整洁、文明、卫生。 5.2 水轮发电机组运行技术要求 5.2.1 发电机运行技术要求 5.2.1.1 机组能按系统功率和调频、调峰的要求及时投入运行。 5.2.1.2 发电机应在规定的参数下运行，现场规程要明确规定发电机安全、可靠、稳定运行的电压、电流、频率、功率因数、上游水位等重要参数范围，特殊运行要求要说明。 5.2.1.3 发电机的结构部件表面应清理干净，并涂以保护层或采取防护措施。 5.2.1.4 发电机所有结构部件设计应具有足够的刚度和强度，要求在正常、短路、飞逸等各种运行工况下，其变形、振动和安全系数均应在规定的范围内。 5.2.1.5 发电机应具有长期、连续进相和滞相
15、运行的性能。规定的允许进相和滞相的容量和运行范围及带空载线路的充电容量应在现场规程中规定。 5.2.1.6 发电机的绝缘性能应满足 GB/T 7894 2009 中第 8.1 条对绝缘性能的要求， 发电机定子绕组对机壳或绕组间的绝缘电阻值在换算至 100，应不低于按下式计算的数值： NNSUR01.01000式中： R-对应温度为 100的绕组热态绝缘电阻计算值， M； NU -发电机的额定电压， V； NS -发电机的额定容量， kVA。 对干燥清洁的发电机，在室温 t( )的定子绕组绝缘电阻值 Rt( M)，可按下式进行修正： tR =R101006.1t注：测量绕组绝缘电阻时，应根据被测
16、绕组的额定电压按表 2 选择兆欧表。 表 2：兆欧表规格选择标准 被测绕组额定电压 UN/kV 兆欧表电压V 10.5 UN6.3 2500 15.75 UN10.5 5000 UN15.75 500010000 Q/GDW 11066 2013 5 5.2.1.7 发电机定子回路的绝缘电阻若测量的结果较历年正常值有显著的降低 (考虑温度和空气湿度的变化，如降低到历年正常值的 1/3)或沥清浸胶及烘卷云母绝缘吸收比小于 1.3、环氧粉云母绝缘吸收比小于 1.6，应查明原因并将其消除。 5.2.1.8 测量发电机励磁回路及转子整体绕组绝缘电阻应采用 500V 1000V 兆欧表，绝缘电阻值均应不
17、小于 0.5M。 5.2.1.9 发电机的温升及温度应满足 GB/T 7894 2009 中第 6.1 条、 GB/T 20834 2007 中第 4.2.1条对温升及温度的要求，发电机在规定使用环境及额定工况下，应能长期连续运行，其定子、转子绕组和定子铁芯等部件的温升限值不超过表 3 规定。 表 3：定子绕组转子绕组和定子铁芯等部件的最高允许温升限值 单位：开尔文 不同等级绝缘材料的最高允许温升限值 130(B) 155(F) 水轮发电机部件 温度计法 电阻法 检温计法 温度计法 电阻法 检温计法空气冷却的定子绕组 80 85 105 110 定子铁芯 85 105 水直接冷却定子绕组的出水
18、 25 25 25 25 两层及以上的转子绕组 80 100 表面裸露的单层转子绕组 90 110 不与绕组接触的其他部件 这些部件的温升应不损坏该部件本身或任何与其相邻部件的绝缘 集电环 75 85 注：定子和转子绝缘应采用耐热等级为130(B)级及以上的绝缘材料。 5.2.2 水轮机运行技术要求 5.2.2.1 水轮机应按 GB/T 15468 2006 中第 5.4.2 条、 DL/T293 2011 中第 4.2.1 条的规定，在水轮机最大和最小水头范围内，在表 4 所列的功率范围内稳定运行。必要时可采取改善运行稳定性的措施（如补气等） 。 表 4：水轮机相应水头下的机组保证功率范围
19、5.2.2.2 水轮机需超额定功率运行时应经试验后确定，并应报上级有关部门批准；水轮机因振动超限需限制运行范围，其具体数据均需经过试验鉴定后确定，并报上级有关部门备案认定后方可执行。 5.2.2.3 水轮机运行中其保护、信号及自动装置应正常投入，各保护、信号及自动装置的整定值，只能由专业人员按规定的程序调整。 5.2.2.4 水轮机的顶盖排水设施，应有备用设施。轴流式水轮机必要时应有双重备用，主用和备用设施宜采用不同的驱动方式。排水设备应配备可靠的水位控制和信号装置。 5.2.2.5 在各种运行工况下（包括甩负荷、水泵水轮机的水泵造压和水泵断电等过渡过程） ，水轮机各部分不应产生共振和有害变形
20、。机组甩全部或部分负荷时，蜗壳内压力升高值、尾水管内压力降低值和水轮机转速升高值不应超过设计值。 水轮机型式 相应水头下的机组 保证功率范围/% 水轮机型式 相应水头下的机组 保证功率范围/% 混流式 45100 转桨式 35100 定桨式 75100 冲击式 25100 水泵水轮机 50100 Q/GDW 11066 2013 6 5.2.2.6 水泵水轮机水泵工况运行时，在设计扬程范围和正常频率变幅范围内，水泵水轮机应能按导叶开度和扬程的协联关系稳定运行。 5.2.2.7 机组的机械稳定性应满足 GB/T 7894 2009 中第 9.8 条、 9.9 条、 GB/T 15468 2006
21、 中第5.5 条对稳定性的要求。在保证的稳定运行范围内，机组各部振动值应不超过表 5 规定的数值。 表 5：机组各部振动允许值 额定转速 n N(r/min) nN100 100n N250 250n N375 375n N750 750n N序号 机组型式 项目 振动允许值（双振幅 mm） 1 带推力轴承支架的垂直振动 0.08 0.07 0.05 0.04 0.03 2 带导轴承支架的水平振动 0.11 0.09 0.07 0.05 0.04 3 定子铁芯部分机座水平振动 0.04 0.03 0.02 0.02 0.02 4 定子铁芯振动(100Hz 双振幅值) 0.03 0.03 0.0
22、3 0.03 0.03 5 顶盖水平振动 0.09 0.07 0.05 0.03 6 立式机组 顶盖垂直振动 0.11 0.09 0.06 0.03 7 各部轴承水平振动 0.12 0.10 0.10 0.10 8 卧式机组 各部轴承垂直振动 0.11 0.09 0.07 0.05 0.04 9 推力支架的轴向振动 0.10 0.08 10 各导轴承的径向振动 0.12 0.10 11 灯泡贯流机组 灯泡头的径向振动 0.12 0.10 注：振动值系指机组在除过速运行以外的各种稳定运行工况下的双振幅值。 5.2.2.8 正常运行工况下，机组主轴相对振动（摆度）应不大于国家或行业相关标准的规定，
23、且不超过轴承总间隙的 75%。现场规程应明确机组各部位摆度的具体数值。机组正常运行时振动、摆度超过规定值，应重新调整，直至振动和摆度值符合要求。 5.2.2.9 水轮机各种工况下的压力脉动不应超过设计规定值。不宜在压力脉动、振动、摆度、空蚀等指标较差的不稳定区域长时间运行；投用自动发电控制功能（ AGC）的机组应设置合理的运行区域和调节速率。 5.2.2.10 水轮机应根据水头变化设定水轮机工况的最大负荷限制，宜根据相应水头下机组最大允许负荷的导叶开度设置合理的导叶开度限制。 5.2.2.11 水轮机的噪声应满足 GB/T 7894 2009 中第 9.10 条、 GB/T 15468 200
24、6 中第 5.8 条、DL/T293 2011 中第 4.2.7 条的要求： a) 在发电机盖板外缘上方垂直距离 1m 处测得的噪声，当额定转速为 250r/min 及以下时不超过80 dB（ A） ，额定转速高于 250r/min 时不超过 85 dB（ A） 。 b) 在水轮机机坑地板上方 1m 处所测得的噪声不应大于 90dB(A)，在距尾水管进人门 1m 处所测得的噪声不应大于 95dB(A)，冲击式水轮机机壳上方 1m 处所测得的噪声不应大于 85dB(A)，贯流式水轮机转轮室周围 1m 内所测得的噪声不应大于 90dB(A)。 c) 水泵水轮机正常运行时，在机坑地板上方 1m 处所
25、测得的噪声不应大于 98dB（ A） ，在距尾水管进人门 1m 处所测得的噪声不应大于 105dB（ A） 。 5.2.3 冷却系统运行技术要求 5.2.3.1 冷却水系统总供水和各部冷却水管路均应装设控制阀门、滤过器、测量元件，其冷却水压控Q/GDW 11066 2013 7 制范围和冷风、冷却水温度的控制调整原则应在现场规程中明确。 5.2.3.2 密闭式通风冷却的发电机，应保持通风系统的严密性。在空气室各空气通道内应清洁无杂物。空气冷却器应有 10% 15%的热交换裕量。 5.2.3.3 空气冷却器和油冷却器应采用防锈蚀、高导热性的紫铜、铜镍合金或不锈钢无缝管等。与这些冷却器连接的供、排
26、水管宜采用不锈钢材料。冷却器的冷却水压力一般按 0.2MPa 0.5MPa 进行设计，也可根据实际情况确定工作压力，并在现场规程中明确。冷却器的试验水压力为设计水压力的 12 倍 (最低不小于 0.4MPa)，历时 60min。 5.2.3.4 冷却水含泥沙杂质较多的电厂，水冷却器的供排水方向应定期轮换。 5.2.4 轴承运行技术要求 5.2.4.1 推力轴承瓦可采用轴承合金 (巴氏合金）瓦或弹性金属塑料瓦。根据需要设置高压油顶起装置并应允许在事故情况下，不投入高压油顶起装置也能安全停机。 5.2.4.2 采用轴承合金瓦的推力轴承和导轴承，在油槽油温不低于 10时，应允许机组启动，并允许机组在
27、停机后立即启动和在事故情况下不制动停机，但此种停机一年之内不宜超过 3 次。 5.2.4.3 轴承冷却器应有足够的热交换裕量。采用轴承合金瓦的推力轴承和导轴承，当其油冷却系统冷却水中断后，一般允许机组无损害继续运行的时间不少于 10min。 5.2.4.4 轴承润滑油的选择应满足设备技术条件的要求，各轴承油槽的运行油面和静止油面位置应按制造厂要求，分别标出。推力轴承和导轴承应设置防止油雾逸出和甩油的可靠密封装置，以防止油雾污染绕组、滑环等。 5.2.4.5 发电机应根据制造厂的规定与实际运行经验，确定各部轴瓦报警和停机的温度值，报警时应迅速查明原因并消除。 5.2.4.6 位于非驱动端的推力轴
28、承和导轴承应设置防止轴电流的可靠绝缘，推力轴承油槽绝缘，未充油前用 1000V 兆欧表测量时，其绝缘电阻不低于 1.0M；充油后，绝缘电阻不得低于 0.3M。为防止轴承绝缘损坏造成轴电流损伤镜板，应装设轴电流保护。 5.2.4.7 外循环润滑冷却 (强油循环 )的发电机轴承，油压应按制造厂规定执行，并应配备足够的备用油泵，以满足轴承运行的需要。装有高压油顶起装置的发电机推力轴承，应安装两台高压油泵，其装置配有两套可靠的工作电源。 5.2.4.8 采用弹性金属塑料推力轴承或导轴承的机组应按 DL/T751 2001、 DL/T 622 2012 中的相关要求，遵守以下规定： a) 轴承的油冷却器
29、进水温度，一般不超过 28、不低于 5。油槽内热油温度不超过 50、不低于 5。在油槽内热油温度为 5及以上时，应允许机组启动。 b) 如果在金属瓦基中埋置电阻温度探测器（ RTD） ，则当瓦体温度不超过 55时，允许塑料推力瓦长期运行。瓦体温度达 55时报警，达 60时停机。 c) 当油槽热油温度不超过 50时，允许塑料瓦长期运行。油槽热油温度达 50报警，达 55时停机。当油槽热油温度不超过 40时，瓦温的报警和停机整定值分别是比热油温度（稳定值）高出 10 l5和 15 20，但不得高于 5.2.4.8 的 b)项规定值。 d) 当塑料瓦轴承的油冷却系统冷却水中断后，若瓦体温度不超过 5
30、5、油槽的热油温度不超过50，推力轴承应能继续运行，其允许运行时间由制造厂确定。对新设计的塑料瓦推力轴承，一般允许断水运行时间（不包括改造机组）不少于 20min。 Q/GDW 11066 2013 8 e) 在油槽冷却器漏水量不超过总油量 5%的情况下，可允许塑料瓦短时运行，但运行时间不得超过 4h。对采用外循环冷却的塑料瓦轴承，不允许断油运行。 f) 塑料推力瓦允许机组转速降至平均线速度为 1.8m/s 2.0m/s（对应转速在现场规程中规定）时进行制动停机。机组最大推力荷载对应的轴承比压不超过 6.0MPa。 g) 塑料推力瓦允许机组惰性停机，但为了减少瓦面材料的磨损，每年不加闸惰性停机
31、次数不应超过 3 次，且转速下降到平均线速度为 1.0m/s 时的持续运行时间不超过 15min。 5.2.4.9 立式机组在停机期间，应隔一定时间 (新机不超过 24h，运转 3 个月以后性能良好的机组不超过 72h，运转一年以后性能良好的机组不超过 240h，采用弹性金属塑料推力轴承的机组停机时间在 30天以内 )空载转动一次，或用油泵将机组转子顶起一次。当停机超过上述规定时间或油槽排油检修，在机组启动前，必须用油泵将转子顶起，使推力轴瓦与镜板间进油。立式机组的推力轴承采用高压油顶起或电磁吸力减载方式时，应按规定的启动程序启动。 5.3 监控系统运行技术要求 5.3.1 监控系统上位机运行
32、技术要求 5.3.1.1 监控系统的配置，一般应按 GB/T 11805 2008、 DL/T 578 2008、 DL/T 1009 2006 的相关规定进行。上位机能实时采集各类输入量数据，能接收电网调度级命令信息和数据，能接收电厂计算机监控系统外的其它系统数据信息，能实现自动对时功能。 5.3.1.2 能对各类数据进行处理：即定义对每一设备和每种数据类型的处理能力和方式，用以支持系统完成监测、控制和记录功能。包括事件顺序记录数据处理、数据计算、主要参数趋势分析处理、报警及事故追忆处理、历史数据处理等。 5.3.1.3 能按如下的功能要求进行报警处理： a) 当对象处于故障和事故状态，系统
33、应立即发出报警音响、语音报警和显示信息。报警音响或语音报警应将事故和故障区分开来。声音可人工或延时自动解除。 b) 报警显示信息应在当前画面上显示报警报文 (包括报警发生时间、对象名称、性质等 )。显示颜色应随报警信息类别而改变。闪光信号应在运行人员确认后方可解除。 5.3.1.4 能按照电厂当前运行控制方式和预定的决策参数对设备进行控制调节，以满足电网调度发电控制要求。主要包括： a) 对运行设备控制方式的设置：包括远程调度端 /电厂控制级控制调节方式设置；电厂控制级 /现地控制级控制方式设置；运行设备自动 /手动方式设置；机组单控 /联控运行方式设置等。 b) 对单台被控设备进行人工操作。
34、 c) 按相应调度机构的要求具备自动发电控制 (AGC)的调节功能、自动电压控制 (AVC)的调节功能及具备一次调频功能。 d) 在计算机监控系统操作员站进行机组启、停、断路器、隔离开关拉、合等重要操作的遥控操作，应满足双人双机的要求。 5.3.1.5 监控系统能通过操作员站、工程师站、打印机、现地操作屏、模拟屏、便携式工作站或移动式操作员站等接口设备完成画面显示、打印制表、设置参数、操作控制及维护管理等功能。 5.3.1.6 抽水蓄能机组监控系统特殊功能要求： a) 监控系统应对水泵水轮机的各种运行工况进行实时监测，并实现工况转换的过程监视。程序阻滞时应报警并自动转停机。 Q/GDW 110
35、66 2013 9 b) 水泵水轮机应独立配置进水阀控制系统，设置完善的电气、机械闭锁装置，开闭顺序控制逻辑应可靠完善，进水阀应与尾水事故门相闭锁，阀门位置信号异常时禁止开机。机组抽水启动过程中，进水阀实际未打开时不允许调速器开导叶。 c) 机组启动回路应装设转子阻滞保护、过电流保护或失步保护，保证机组变频启动或背靠背启动过程的运行安全。 d) 对于同一引水隧道布置多台机组的抽水蓄能电厂，应根据电厂具体情况，实现同一水道机组抽水、发电工况之间的相互闭锁。 e) 对于采用变频器启动电动机工况的，在一台机组变频器拖动时，应闭锁其他机组。 5.3.2 监控系统机组现地控制单元 (LCU)运行技术要求
36、 5.3.2.1 机组监控系统的配置一般应满足机组控制的下列基本要求： a) 机组处于备用状态时，机组监控系统应可以使机组随时自动启动；能完成机组的开机、停机、紧急停机、有功调节、无功调节等操作的顺序控制；能根据需要进行发电、调相、停机等各种工况转换的顺序控制。 b) 能自动或手动完成机组油、水、气回路中的各类辅助设备的开启与关闭操作；能自动或手动控制油压装置油泵的启停，对油压装置进行补气；能自动控制导水机构锁锭装置的投入与拔出、隔离阀的切除或投入（油压装置带有隔离阀的机组） 、检修密封压缩空气的切除或投入、制动器的切除或投入等。 c) 自动监测各轴承油箱油位、机组各有关部位的温度、相关部位的
37、压力和压差；自动发出相关压力容器和管路内介质的压力信号、机组导水机构的工作状态及位置；自动监控机组蠕动监测装置的投入状态（在机组停机状态下） 、水轮机顶盖（或支撑盖）水位、集油箱及漏油箱油位等各类辅助设备的工况。 d) 采用水润滑轴承的水轮机，主、备用水源能自动切换，在主用水源发生故障时，备用水源能自动投入；机组冷却水管采用正、反向通水时，通水方向能自动或手动切换。 e) 自动发出机组相应的转速信号，若装设有两组过速保护，应分别由机械型与电气型两种转速信号器（或装置）发出信号。 f) 装设灭火系统，能自动或手动扑灭发电机内火灾；自动发出火灾报警信号。 g) 机组进水口工作闸门（或主阀）控制系统
38、能按规定的程序和条件实现自动或手动操作开启与关闭；并能调整开启、关闭时间，满足机组对工作闸门（或主阀）动水关闭及关闭时间要求。 h) 工作闸门（或主阀）到达全开或全关位置后，能自动发出位置信号。工作闸门（或主阀）系统用压油罐、漏油箱，当油位升降至规定油位时，能自动控制油泵启停；当油位过高时，发出报警信号。 i) 机组工作闸门（或主阀）的控制系统允许在 5.3.2.5 的条件下进行紧急事故关闭操作。 5.3.2.2 机组监控系统根据需要可选择配置以下特殊要求： a) 机组作调相运行时，可以自动控制水轮机转轮室的水位。要求导叶按折线规律关闭时，可以由导叶分段关闭装置实现。 b) 要求冷却水管路正、
39、反向通水时，流量开关应正、反向运行，并能自动或手动切换。用压力、压差、液位变送器来监控有关部位的压力、压差及液位。能自动保持冷却水系统的压力。装设水轮机流量测量仪，监测水轮机流量；装设流量测量仪来监控机组冷却润滑水流量。装设具有较强容错纠错能力的水轮机上下游水位及水轮机水头自动采集装置，监测水位及水头。 c) 进水管未设快速工作闸门（或主阀）的机组，可以装设备用油源。当主用油源的油压事故下降Q/GDW 11066 2013 10 至规定值时，备用油源可以自动投入并可靠关机。机组过速、且调速器失控仍要求关闭导叶时，可以由过速限制器或其他装置关闭导叶。 d) 推力轴承有高油压顶起装置时，应自动监控
40、。要求监控回油箱、漏油箱及各轴承油箱混水情况的机组，应自动监测。 e) 能自动控制轴承油雾吸收装置，以防止油气污染发电机。机组运行过程中能自动吸收发电机碳刷磨擦产生的粉尘。停机过程中能自动吸收发电机制动时产生的粉尘。 f) 装设轴电流报警装置用来监测机组轴电流。能监测机组各部位的振动。能自动监视水轮机的压力脉动。装设大轴位移装置监测大轴位移。装设发电机气隙监测仪的机组，能监测发电机定子与转子之间的间隙。 g) 长期停机时能用加热器加热发电机机坑内的空气，以防潮湿。能自动控制除湿机保证发电机机坑内的空气干燥。 5.3.2.3 机组发生下列不正常情况时，机组监控系统应分别发出报警信号： a) 机组
41、各轴承油箱或油压装置回油箱油位异常；油压装置备用油泵启动；漏油箱油位过高、重力油箱及轴承回油箱油位过低；水轮机顶盖内水位过高；回油箱、漏油箱及各轴承油箱内油中积水或混水过多。 b) 推力轴承高油压顶起系统故障；压油槽压力高；滤水器或滤油器压差过高。 c) 机组过速限制器动作；导水机构剪断销剪断。 d) 机组各轴承、发电机定子、冷风及热风等温度上升至规定值；温度信号器断线、断电。 e) 机组冷却水管内水流中断或降到一定值，水润滑轴承主用润滑水中断或降到一定值；主、备用润滑水压力下降到一定值；机组主轴密封水压力不正常。 f) 机组启动或停机在规定时间内未完成；停机后机组蠕动；电气转速信号装置故障。
42、 g) 机组振动、摆度增大；水轮机压力脉动过大；大轴轴向位移过大；机组轴电流过大。 h) 发电机定子与转子间隙过小；发电机局部放电过大。 i) 采用纯水内冷的发电机组，在纯水电导率过高、纯水水箱水位低、循环纯水流量中断或降到一定值时；采用蒸发冷却的发电机组，冷却介质的温度、压力或液位异常时。 j) 其他异常情况发生时。 5.3.2.4 机组发生下列情况时，机组监控系统能按要求发出报警信号及事故停机信号，并实现事故停机： a) 机组各轴承及发电机定子温度超过规定值。 b) 水润滑轴承主、备用水均中断或降到一定值并且超过规定时限。 c) 机组调相运行时失去电源，与电网解列，机组转速下降至规定值。
43、d) 电气事故保护动作。 e) 机组着火。 f) 机组振动、摆度过大。 g) 按动事故停机按钮。 h) 安装有进水口快速工作闸门（或主阀）的机组，在工作闸门（或主阀）下滑到事故位置时。 5.3.2.5 机组发生下列情况时，机组监控系统能按要求发出紧急事故停机信号及报警信号，同时应动作过速限制器并可延时关闭工作闸门（或主阀，多台机组共用一台进水阀的情况除外）实现紧急事故停Q/GDW 11066 2013 11 机： a) 机组甩负荷时，机组转速上升到 110% 115%额定转速，同时调速器主配压阀拒动，再经过延时。 b) 机组过速到最大瞬态转速的规定值加 3%额定转速，电气转速信号器动作。 c)
44、 机组过速到最大瞬态转速的规定值加 5%额定转速时，机械液压过速保护装置或机械过速开关动作。 d) 油压装置紧急事故低油压或压油槽油位降低到事故低油位。 e) 停机或事故停机时剪断销剪断。 f) 按动紧急事故停机按钮。 5.4 励磁系统运行技术要求 5.4.1 励磁系统一般应按 DL/T 491 2008、 DL/T 583 2006 的相关规定，具备以下功能 5.4.1.1 励磁系统应设置两套独立的调节通道。两套独立调节通道可以是双自动通道 (AVR)（至少一套含有 FCR 功能） ，也可以是一个自动通道加一个手动通道。 5.4.1.2 励磁系统采用的两套调节通道应互为热备用、相互自动跟踪，
45、应能手动切换，运行通道故障时能自动切换和 TV 断线自动切换至备用通道。自动跟踪部件应具有防止跟踪异常情况或故障情况的措施。以保证当运行调节通道故障时，能正确、自动地切换到备用调节通道。切换时发电机机端电压或无功功率应无明显波动。 5.4.1.3 励磁系统调节通道设有自动手动运行方式时，应具有双向跟踪、切换功能。跟踪部件应能正确、自动地进行跟踪。切换应具有手动和 TV 断线自动切换能力。切换时保证发电机机端电压和无功功率无明显波动。 5.4.1.4 独立运行的自动通道电压给定器或励磁电流给定器应带有限位功能，发电机解列后应能自动返回至空载额定电压给定位置。 5.4.1.5 励磁系统的功率整流器
46、应具有切除脉冲控制功能及风机停机、快速熔断器熔断、脉冲故障检测等报警功能。 5.4.1.6 励磁系统应具有转子过电压动作记录功能及磁场开关动作记录功能。自并励系统中，励磁变压器的铁芯温度和表面温度应具有有效的监视手段，并控制其温度在设备允许的范围之内 5.4.1.7 励磁系统应能可靠起励， 允许残压起励 （在满足功率元件自励的条件下） ， 并配有软起励功能。 5.4.1.8 励磁系统应设起励装置，起励装置具有自动和手动投切功能、起励延时报警功能。 5.4.1.9 励磁调节器应有开关量的直接输出输入，同时还应具有通信接口。能输出励磁系统有关数据到监控装置，并能接受其增、减磁等命令。 5.4.1.
47、10 容量为 100MW 及以上的发电机励磁系统用自动电压调节器应有电力系统稳定器（ PSS）等辅助功能电力系统稳定器应具有必要的保护、控制和限制功能。其一般有效抑制低频振荡的频率范围为 0.2Hz 2.0Hz。 5.4.2 励磁系统应满足以下技术要求 5.4.2.1 励磁系统应保证当发电机励磁电流和电压为发电机额定负载下励磁电流和电压的 1.1 倍时，能长期连续运行。 5.4.2.2 励磁顶值电压倍数一般为 1.5 2.0。励磁顶值电压倍数小于 2 时，励磁顶值电流倍数与励磁顶值电压倍数相同。励磁顶值电压倍数超过 2 时，励磁顶值电流倍数仍取 2。当系统稳定要求更高励磁Q/GDW 11066
48、 2013 12 顶值电压倍数时，按计算要求确定。 5.4.2.3 励磁系统在输出顶值电流情况下，允许持续时间不小于 20s。 5.4.2.4 自动电压调节器及手动励磁调节单元应能在发电机空载电压 10% 110%额定值范围内进行稳定、平滑的调节。 5.4.2.5 在发电机空载运行状态下，自动电压调节器和手动调节单元的电压给定值变化速度，应不大于 (1%UN) s，不小于 (0.3%UN) s。 5.4.2.6 励磁系统功率整流器不应采用串联元件。在发电机额定励磁电流情况下，整流柜的均流系数不应低于 0.85。 5.4.2.7 利用自动控制系统对发电机励磁进行控制时，受控机组励磁系统应置于电压
49、控制模式。 5.4.2.8 励磁系统各限制环节应满足发电机许可的最大工作范围，并与发电机、变压器保护相配合，在发电机、变压器保护动作之前发挥作用。 5.4.2.9 励磁系统过励磁限制环节应与发电机或变压器的过激磁保护定值相配合，一般具有反时限和定时限特性，宜与发电机和变压器的过激磁特性相匹配。一般情况下，当发电机端电压与运行频率之比（ V/f）大于 1.053 1.11 时，过励磁限制应启动；当发电机频率低于 45Hz 时，励磁系统应自动灭磁。 5.4.2.10 励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。 5.4.2.11 励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母线的发电机的无功调差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运行。 5.4.2.12 励磁系统的过励限制（
