水导轴承油位正常是多少

A. 水轮发电机的上导和下导油盆油位过高和过低对发电机有什么危害

你好！
若过高,对轴承没有什么影响,但是发电机运行时会有油雾从油槽中飞出,污染发电机内部,对发电机造成危害.过低会烧坏轴瓦.
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B. 电机轴承注油量标准是什么

电机上的常规润滑脂有两种：复合钙基润滑脂（-2、ZFG-3）和锂基润滑脂（ZL-2、ZL-3）。

钙基润滑脂，是由脂肪酸钙皂稠化中粘度矿物油组成的，特性：中滴点，具有良好的抗水性，最高使用温度不超过60℃。

锂基润滑脂由脂肪酸锂皂稠化中粘度矿物油组成的，特性：高滴点，具有良好的抗水性及其良好的机械稳定性。适用于-20℃～+120℃宽温度范围内各种机械设备的滚动球轴承及其他磨损部位的摩擦。轴承漏油同润滑脂紧密相关，比较理想的选配方案为：润滑脂同轴承间的附着力不宜过低，润滑脂融溶状态不呈纤维状，要求具备高滴点。

(2)水导轴承油位正常是多少扩展阅读：

电机轴承利用光滑的金属滚珠或滚柱以及润滑的内圈和外圈金属面来减小摩擦。这些滚珠或滚柱“承载”着负载，支撑着电机主轴，使电机(转子)可以平稳旋转。

轴承内圈与轴使紧配合，外圈与轴承座孔是较松配合时，可用压力机将轴承先压装在轴上，然后将轴连同轴承一起装入轴承座孔内，压装时在轴承内圈端面上，垫一软金属材料做的装配套管（铜或软钢）。

轴承外圈与轴承座孔紧配合，内圈与轴为较松配合时，可将轴承先压入轴承座孔内，这时装配套管的外径应略小于座孔的直径。

如果轴承套圈与轴及座孔都是紧配合时，安装室内圈和外圈要同时压入轴和座孔，装配套管的结构应能同时押紧轴承内圈和外圈的端面。

在一定的工作条件下，边界膜抵抗破裂的能力称为边界膜的强度。它可用临界pv值、临界温度值或临界摩擦系数来表示。在正常的边界润滑中，当载荷p或速度v加大到某一数值，摩擦副的温度突然升高，摩擦系数和磨损量急剧增大。边界膜强度达到极限值时相应的pv值称为临界pv值。

C. 神钢350油耗高什么原因

咨询记录 · 回答于2021-11-02

D. 请教水电站运行规程

第二章 发电机运行定额

2.1. 发电机按第1.1条所列的额定参数运行，发电机各参数不得超过额定值运行。

2.2. 1#发电机定子线圈温度不超过1050C，转子线圈温度不超过1300C。2#3#4#发电机定子线圈温度不超过1050C，转子线圈温度不超过1300C。定子线圈温度在机旁盘用测温装置测量，转子线圈温度用电压、电流表法间接测出。按下式计算转子线圈温度：

eq\f(5,6) eq\f(V,I) T=(V/I)*250/R15-235

式中V、I为同一时间读取的电压和电流值，R15为转子线圈15℃时的电阻值。

1～4号发电机转子线圈150C时的各阻值分别为：

1G：R15 = 0.346Ω

2G：R15 = 0.2498Ω

3G：R15 = 0.2464Ω

4G：R15 = 0.2573Ω

2.3. 发电机正常运行，电压变动范围应在额定电压的±5%以内。

2.4. 发电机周波变动范围为±0.5周/秒。

2.5. 正常运行时，定子电流任何两相之差不得超过额定电流的20%，同时任何一相的电流不得超过额定值。

2.6. 机组正常运行时，一般采用恒功率因数运行或手动调节励磁方式运行。
第三章 发电机的运行维护

3.1 备用的发电机维护
3.1.1 备用中的发电机组及其辅助设备应进行必要的监视和维护，使其经常处于完好状态，随时能立即启动。

3.1.2 备用机组停用时间尽可能不超过 7天，如超过 7天则启动前需测量其绝缘值。

3.1.3 当发电机长期处于备用状态时，应采取适当的措施防止绕组受潮。在厂房空气特别潮湿的环境下，经部门领导同意后，应将备用机组的冷却水退出，以保证备用机组绝缘正常。

3.1.4 备用机组在停机期间，隔168小时空载转动一次，或用油泵将机组转子顶起3分钟。当停机超过上述规定时间或油盘排油检修，在机组启动前，必须用油泵将机组转子顶起3分钟，使推力轴瓦与镜板间进油。

3.1.5 机组长期停止运行或检修后，应进入下列检查：

1) 将安全措施（接地线、标示牌、临时遮栏）全部拆除，工作票收回，检查现场无异物，并确认有关转动部分无人逗留。

2) 发电机定子绝缘用2500V兆欧表进行测量，其阻值在同一温度下，一般不应低于上次测量结果的1/3，吸收比R60/ R15不应低于1.3（1#机不应低于1.6）。如不符合要求，应查明原因，并进行处理。定子绝缘电阻按下式换算至同一温度下进行比较：

式中R75 为换算75℃时的绝缘电阻值，Rt为实际测得的绝缘电阻值，t为当时温度。

3) 励磁回路绝缘用500V兆欧表进行测量，其阻值不应低于0.5MΩ。

3.2 发电机的启动
3.2.1. 机组制动闸因故退出时，禁止启动水轮发电机组。

3.2.2. 发电机大小修和机组长期停运后，在重新启动前，应进行发电机断路器及自动灭磁开关的分、合闸试验(包括两者间的联锁)和电气及水轮机保护联动发电机断路器的动作试验。

3.4 日常维护
3.4.1 机组应避免在水轮机振动区和气蚀区运行。

3.4.2 值班人员应按巡回检查制度规定，对设备进行班中全面检查，保证设备处于良好的运行状态。在系统发生大冲击后，应对机组进行一次全面检查。

3.5 发电机运行中的检查项目
3.5.1 发电机中性点避雷器完好，电流互感器、电压互感器及励磁变压器运行正常，无异音、异味。

3.5.2 发电机母线绝缘良好，母线无杂物、无异音、无过热等现象。

3.5.3 发电机保护的操作电源投入完好，保护装置各继电器工作状态正确，无异音、无异味、无过热现象，各信号灯指示正确，各保护出口压板投入。

3.5.4 工作站监控显示机组各部运行正常。

3.5.5 发电机声音正常，振动、摆度不超过规定允许值。

3.5.6 永磁机轴承无异常，三角皮带松紧合适。

3.5.7 各电气接线连接完好，无脱落及发热现象。

3.5.8 滑环与碳刷接触良好，无脱落、过热及冒过大火花现象。滑环、炭刷、炭刷架等应保持清洁，无灰尘积垢。

3.5.9 发电机各运行参数正常，各表计、位置信号指示正常。

3.5.10 发电机消防水阀关严，不漏水。水带卷好无破损、丢失。

3.5.11 空冷器、冷却器温度适宜，无过热、结露及漏水。

3.5.12 冷却水管路各压力表指示在限额之内，各示流器指示正确。

3.5.13 油、水、气管路及阀门无渗漏现象。

3.5.14 油槽油位、油温、油质合格，无漏油现象。油槽上部无甩油现象。

3.6 发电机运行中的监视维护项目
3.6.1 运行值班人员要严格监视发电机的各运行参数，保证电能质量和各运行参数在规定范围内运行,并根据情况做好调节和事故预想,不准做任何与监盘无关的工作。特别在天气突然变化、雷雨时或设备有缺陷、系统有改变等情况下，要做好事故预想及反事故措施。合理分配机组负荷，避免机组在振动区运行。

3.6.2 随时掌握各表计、信号指示,发现设备事故或故障及时报告当班负责人或有关领导，并作出处理。

3.6.3 根据灯光信号装置监视设备运行位置,发生异常情况和事故时,监视人员要根据仪表和信号变化,作出正确的判断和调整。

3.6.4 值班人员要监视发电机运行参数的变化,并及时作出调整。

3.6.5 值班人员要监视发电机定子线圈温度，各轴承温度，油盘温度及冷热风温度有无异常升高，若突然较正常升高2～3度℃时，应及时报告，并查明原因。

3.6.6 手动调整操作时,必须站好位置,拿准把手和看清表计,调整稳定后方可离开。

3.6.7 值班人员对设备监视发现异常运行要做好详细记录。

3.6.8 运行值班人员要每隔一小时记录发电机运行时各有关参数。

3.6.9 发电机运行时，冷却水不得中断。

3.6.10 进行机组定子干燥作业时，应将空冷器冷却水进、出口阀门关闭。

3.6.11 运行中的发电机应每隔168小时进行轮换一次。
第四章 励磁装置

4.2.4 励磁装置故障及处理
4.2.4.1 1PT（TV）断相
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机TV断相动作”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁装置运行通道发“1PT断相故障”，装置自动切换到备用通道运行。

处理：

1) 检查机组三相电压，判明断线相；

2) 检查电压互感器高压保险是否熔断，是则停机检查处理 。

3) 检查电压互感器二次侧空气开关是否跳闸，是则试合一次。如再跳闸，则停机处理。

4.2.4.2 2PT（TV）断相
励磁调节器检测到2PT断相后，发出2PT断相信号，该信号对主通道无影响。若出现该故障信号时，调节器正处于备用通道运行，应人工切换到主通道运行。

4.2.4.3 脉冲丢失
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机励磁装置故障”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁装置运行通道发“功率柜故障”，装置自动切换到备用通道运行。

4) 机组无功减少或吸收系统无功。

处理：

1) 检查装置是否自动切换到备用通道运行，如不能自动切换，则手动切换到备用通道运行。

2) 检查脉冲丢失故障信号消除后，手动切换到主通道运行。

3) 如脉冲丢失故障信号不能消除，则联系维护班人员进行处理。

4.2.4.4 PLC故障
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机励磁装置故障”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁装置运行通道发“PLC故障”，装置自动切换到备用通道运行。

4) 4）2#机：PLC面板的“error”指示灯显示为红色；

1#、3#机：励磁屏的触摸屏显示为红色；

处理：

1) 检查装置是否自动切换到备用通道运行，如不能自动切换，则手动切换到备用通道运行。

2) 检查“PLC故障”故障信号消除后，手动切换到主通道运行。

3) 如“PLC故障”故障信号不能消除，则联系维护班人员进行处理。

4.2.4.5 电源故障
出现该故障信号后，将由主通道自动切换到备用通道运行。此时应检查调节器通道内调节板+5V电源是否正常。

4.2.4.6 快熔熔断
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机励磁装置故障”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁装置运行通道发“功率柜故障”。

4) 机组无功减少或吸收系统无功。

处理：

1) 检查快速熔断器接点是否弹出，判断快熔是否熔断。如是，则停机并联系处理。

4.2.4.7 风机故障
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机励磁装置故障”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁装置运行通道发“功率柜故障”。

处理：

1) 检查风机是否运转。

2) 如是风机停转，立即将该发电机的转子电流减少至200A以下，再进行检查。

3) 检查风机电源开关是否合上。

4) 手动起动风机。若风机不能起动，则汇报有关领导联系处理。

4.3.4 运行方式
4.3.4.1 调节器正常运行时的基本方式：自动电压调节器(AVR) 在运行状态，磁场电流调节器(FCR)自动进入跟踪状态，并且在发电机电压、定子电流或转子电流的测量值异常时停止跟踪。

4.3.4.2 在自动电压调节(AVR)运行时，若发生PT断线故障，励磁装置则自动切换到磁场电流调节(FCR)运行。

4.3.4.3 自动电压调节器(AVR)故障时，切换至磁场电流调节器(FCR)；面板上的开关位置可决定这两种调节功能的投入和切除。但在机组运行中，不允许进行“AVR”、“FCR”切换。

4.3.4.4 机组起励建压以直流起励为正常起励方式。若机组转速已正常而不能建压，可按一次起励按钮QLN。若还是不能建压，则停机处理。

4.3.5 励磁装置故障及处理
励磁装置故障现时，励磁屏上对应的光字牌亮。首先按下故障信号复归按钮一次，若故障信号未能复归，则按下列规定进行处理。

4.3.5.1 PT断线
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机TV断相动作”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 3）励磁屏的“PT断线”的光字牌亮。

处理：

1) 检查机组三相电压，判明断线相；

2) 检查电压互感器高压保险是否熔断，是则停机检查处理 。

3) 检查电压互感器二次侧空气开关是否跳闸，是则试合一次。如再跳闸，则停机处理。

4.3.5.2 快速熔断器熔断
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁屏的“快速熔断器熔断”光字牌亮。

4）机组无功减少或吸收系统无功。

处理：

1) 检查快速熔断器接点是否弹出，判断快熔是否熔断。如是，则停机并联系处理。

4.3.5.3 触发脉冲丢失
现象：现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁屏的“脉冲丢失”光字牌亮。

4）机组无功减少或吸收系统无功。

处理：

1）检查装置是否自动切换到备用通道运行，如不能自动切换，则手动切换到备用通道运行。

2）检查脉冲丢失故障信号消除后，手动切换到主通道运行。

3）如脉冲丢失故障信号不能消除，则联系维护班人员进行处理。

4.3.5.4 风机电源丢失
现象：

1) 风机停转。

2) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”，并有语音报警。

3) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

4) 励磁屏的“风机电源丢失”光字牌亮。

处理：

1) 检查风机是否运转。

2) 如是风机停转，立即将该发电机的转子电流减少至200A以下，再进行检查。

3) 检查风机电源开关是否合上。

4) 手动起动风机。若风机不能起动，则汇报有关领导联系处理做好停机准备。

4.3.5.5 风机过流停车
现象：

1) 风机停转。

2) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”，并有语音报警。

3) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

4) 励磁屏的“风机过流停车”光字牌亮。

处理：

1) 检查风机是否运转。

2) 如是风机停转，立即将该发电机的转子电流减少至200A以下，再进行检查。

3) 检查风机电源开关是否合上。

4) 手动起动风机。若风机不能起动，则汇报有关领导联系处理。

4.3.5.6 起励失败
现象：

1) 当机组转速已达到95%Ne、灭磁开关已合闸时，监控系统发开机起励令或在励磁屏上按起励按钮后，达到起励时限机组仍未建压。

2) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机起励失败”，并有语音报警。

3) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

4) 励磁屏的“起励失败”光字牌亮。

处理：

1) 检查机组转速是否达到95%Ne。

2) 检查灭磁开关是否合上、接触良好，在励磁屏电动跳、合灭磁开关各一次。

3) 检查在励磁屏按下“起励”按钮一次。若仍不能起励，则汇报有关领导联系维护人员处理，并做好停机准备。

4.3.5.7 稳压电源故障
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁控制电源消失”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁屏的“稳压电源故障”光字牌亮。

处理：

1）检查励磁屏稳压电源模块上的电源指示灯是否亮，如不亮则停机处理。

4.3.5.8 CPU故障
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁屏的“CPU故障”光字牌亮。

处理：

1) 停机处理。

4.3.5.9 可控硅温度过高
现象：

1) 工作站实时“报警窗口”显示“4#机励磁装置故障”，并有语音报警。

2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

3) 励磁屏的“可控硅温度过高”光字牌亮。

处理：

1) 检查是否可控硅温度过高；

2) 降低励磁电流；

停机处理。

第七章 发电机的异常运行和事故处理

7.1 事故处理原则
当机组发生故障或事故时，值班人员应根据现象迅速判明故障及事故原因，及时进行处理。在不影响人身及设备安全的情况下，尽一切可能使机组恢复正常运行。

7.2 发电机过负荷

7.2.1 现象
1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机过负荷”，并有语音报警。

7.2.2 处理
1) 降负荷、减少发电机定子电流。

7.3 发电机定子接地
7.3.1 现象：
1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机定子接地保护动作”，并有语音报警。
2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。
3) 发电机保护测控屏的失磁保护装置显示：机组定子接地保护动作。

7.3.2 处理：
1) 检查机组三相电压，判明接地相及是否电压互感器保险熔断；
2) 确认电压互感器高压保险熔断，则停机检查处理 。
3) 电压互感器低压侧空气开关跳闸或保险熔断，则将空开合闸一次或更换保险。如开关再次断开或保险再熔断，则停机检查处理。
4) 检查风洞，是否有烟和焦味等现象，判断故障点在发电机内部，则立即停机。
5) 用2500V兆欧表检查发电机引线、定子线圈及6.3KV的一次设备。
6) 汇报有关领导联系处理。

7.4 转子一点接地

7.4.1 现象
1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机转子一点接地”，并有语音报警。
2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。
3) 发电机保护测控屏的失磁保护装置显示：转子一点接地保护动作。

7.4.2 处理
1) 检查正、负极对地电压情况，判明接地极性；
2) 吹扫滑环、碳刷，并做好停机准备。如未能排除故障，应停机处理。
3) 若判断是转子内部接地，则尽快转移负荷停机。
4) 汇报有关领导联系处理。

7.5 温度升高

7.5.1 现象
1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机温度升高”，并有语音报警。
2) 机组LCU屏“机组故障”光字牌亮。

7.5.2 处理
1) 翻阅工作站或通信管理机该机组温度等，检查发电机定子温度、轴承温度及机组负荷变化情况。
2) 若是发电机定子温度偏高，
a) 检查发电机是否超负荷运行，在不影响系统正常运行情况下应减小负荷，以减小定子电流。
b) 定子三相电流不对称，则应查明原因，迅速消除。
c) 若是冷却水系统故障引起，应排除故障或调整冷却水压。
d) 检查是否为测温装置误发信号。
3) 若是推力轴承、下导轴承、水导轴承、上导油盘、下导油盘、水导油盘温度偏高 ，
a) 如轴承温度确实升高，应尽可能减少该机组的负荷。
b) 检查冷却水供水工作是否正常。否则，应根据具体情况，采取相应措施，确保冷却水供水正常。
c) 检查推力轴承油位、油质是否正常，必要时进行停机换油。
d) 如油槽油位降低较明显，应查明原因，采取相应的防范措施，并及时补充透平油；如油槽严重跑油、推力（导）轴承温度明显升高时，应立即汇报值班负责人，进行紧急停机处理。
e) 机组全停后汇报有关领导。

7.6 发电机差动保护动作

7.6.1 现象：
1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机纵差动保护动作”，并有语音报警。
2) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮。
3) 发电机保护测控屏的发电机差动保护装置显示“纵差动保护动作”，断路器分闸位置信号灯亮。
4) 发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，同时事故停机。

7.6.2 处理：
1) 检查差动保护范围内的一次设备，如发现着火立即灭火。
2) 检查发电机定子绝缘电阻。
3) 检查保护装置是否误动作。
4) 如检查未发现异常，在取得主管领导及总工同意后，可对发电机零起升压。在加压过程中，发现异常立即停机。

7.7 过流一段保护动作

7.7.1 现象：
1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机过流一段保护动作”，并有语音报警。
2) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮。
3) 发电机保护测控屏的发电机后备保护装置显示“过流一段保护动作”，断路器分闸位置信号灯亮。
4) 发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，同时事故停机。

7.7.2 处理
1) 差动保护停用时，过流一段保护动作原因不明，按差动保护动作的情况处理；
2) 差动保护使用时，过流一段保护动作,则全面检查发电机、变压器等有关一次设备，分情况处理。
a) 由于发电机差动保护拒绝动作，引起发电机过流一段保护动作：按差动保护动作的情况处理。
b) 由于主变压器事故，变压器低压侧断路器拒绝跳闸，引起发电机过流一段保护动作：检查主变压器保护动作情况，电动操作断开断路器一次。未能断开时，确认无电压后，将串联隔离开关拉开，恢复正常设备运行。按照变压器事故处理规程的有关部分执行。联系检修人员处理拒跳的断路器。
c) 由于线路出线断路器拒绝跳闸，引起发电机过流一段保护动作：检查线路保护动作情况，电动操作断开断路器一次。若断不开时，与调度员联系该线路停电。确认线路无电压后，将其串联隔离开关拉开，恢复正常设备运行。联系检修人员处理拒跳的断路器。
3) 检查保护装置是否误动作
4) 汇报有关领导。

7.8 过电压保护动作

7.8.1 现象 ：
1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机过电压保护动作”，并有语音报警。
2) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮。
3) 发电机保护测控屏的发电机后备保护装置显示“过电压保护动作”，断路 器分闸位置信号灯亮。
4) 发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，同时事故停机。

7.8.2 处理
1) 如判断为系统甩负荷造成，可立即恢复发电机正常运行。
2) 检查保护装置是否误动作
3) 检查是否励磁装置故障。
4) 检查是否机组调速器系统故障引起，联系处理。
5) 检查避雷器动作情况。
6) 测量发电机的绝缘电阻。若绝缘良好，则零起升压，迅速恢复送电。

7.9 失磁保护动作

7.9.1 现象
1) 发电机转子电流向“零”的方向摆动，转子电压升高。
2) 发电机并列运行时，定子电流平衡升高，发电机无功减少，甚至进相；如单独运行时则定子电压、电流急剧下降。
3) 3）如磁极断线，则风洞有焦味、冒烟、并有很响的嗤嗤声。
4) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机失磁保护动作”，并有语音报警。
5) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮。
6) 发电机保护测控屏的发电机失磁保护装置显示“失磁保护动作”，断路器分闸位置信号灯亮。
7) 发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，同时事故停机。

7.9.2 处理
1) 如发现着火，则立即停机、灭火。
2) 检查灭磁开关是否因误操作或误碰跳闸引起，如属人为误动作时，可恢复开机送电。
3) 3）检查灭磁开关是否良好，如属机构不良，联系检修人员修好后方可开机。
4) 检查是否励磁装置故障引起，如是，联系检修人员处理。
5) 排除以上因素，必须测量转子直流电阻、发电机励磁回路绝缘电阻合格后，方可开机。

7.10 转子两点接地动作
7.10.1 现象
1) 比较常见的先发一点接地信号。
2) 转子电流不正常地增大，转子电压下降。
3) 故障机组无功减少，甚至进相，机组剧烈振动。
4) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机转子两点接地保护动作”，并有语音报警。
5) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮。
6) 发电机保护测控屏的发电机失磁保护装置显示“转子两点接地保护动作”，断路器分闸位置信号灯亮。
7) 发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，同时事故停机。

7.10.2 处理
1) 检查故障机组外部有无异常现象，如发现着火，停机后立即灭火。
2) 若故障机组未能自动停机，立即将机组解列停机。
3) 汇报有关领导联系处理。

7.11 发电机着火

7.11.1 现象：
1) 风洞有浓烟冒出；
2) 有绝缘烧焦味。

7.11.2 处理
1) 应立即派人检查，确认发电机已着火，立即按紧急停机按钮停机，盖上风洞盖板，关闭风洞抽风机，并报告有关领导。
2) 若发电机未能自动停机，则立即跳发电机出口断路器、灭磁开关，手动操作停机。
3) 确认发电机无电压后，立即接好发电机消防软管，打开消防水阀208、209进行灭火。
4) 若本机消防构件使用不良，可用长水带接取相邻机组消防水。
5) 到水车室检查灭火情况，风洞下部盖板有均匀漏水为准。
6) 确认火全灭后，全关消防水阀208、209，停止给水。
7) 灭火过程中注意下列事项：
a) 尽量保持风洞密闭。
b) 发电机灭火，只能用水。严禁用砂子、泡沫灭火器或灭火液对发电机内部喷射灭火。
c) 火熄后，进入风洞检查须戴防毒面具。

7.12 永磁机着火处理
处理：
1) 立即按紧急停机按钮停机。
2) 用干式灭火器或四氯化碳灭火器灭火（不准用沙或泡沬灭火器）。

7.13 温度过高
7.13.1 现象：
1) 工作站实时“报警窗口”显示“X#机温度过高”，并有语音报警。
2) 机组LCU屏“机组事故”光字牌亮。
3) 发电机出口断路器、灭磁开关跳闸，同时事故停机。
7.13.2 处理
1) 翻阅工作站或通信管理机该机组温度等，检查发电机定子温度、轴承温度及机组负荷变化情况，检查是何种温度过高。
2) 检查是否为测温装置误发信号。
3) 检查冷却水供水工作是否正常。若是冷却水系统故障引起，应排除故障。冷却水供水正常后，方可重新开机。
4) 检查各导油盘油位、油质是否正常。如油槽油位降低较明显，应及时补充透平油；如油槽严重漏油，应联系检修人员处理，并汇报有关领导。

E. 水轮机瓦温高是什么原因

这个要具体问题具体分析，你的问题太简单了，我只能把自己想到的情况列举出来。
1，若是所有瓦的温度都比规定值高，先确定温度传感器有无问题，看看水导轴承油槽油温高不高，油位正常否，油冷却器水温、水压正常否。若不正常，可能是油槽油位过低，或是冷却水有问题。
2，若上述均无问题，看看否是单块瓦温度过高，若是，可能是该瓦螺栓松动造成瓦隙增大。
3，若水导轴承处摆度也偏大，有可能是瓦隙不均匀，需要停机检修重新“抱瓦”调瓦隙。
4，若机组带负荷或空载时摆度均较大，有可能是机组轴线不正常，需要检修调轴线推机组中心。
5，可能是水导瓦瓦隙调得过小，油膜建立不足，需要重新调瓦隙，将瓦隙适当放大点。

F. 齿轮减速箱、轴承座的油位低于多少时要加油谢谢

为满足减速器内部零件的润滑要求，箱体应具有一定的高度，以使油池的的最小深度既能存储足够的润滑油，也可避免因传动件搅动而泛起杂质。为此，规定大齿轮齿顶到油池底的距离不小于30-50mm；齿轮的浸油深度最小为一个齿高，但不小于10mm。当齿轮的圆周速度很低时（<1m/s），浸油深度可达齿轮半径的六分之一到四分之一

来自机械设计手册
这里说的齿轮是距离箱底最近的那个齿轮，就是高速级齿轮。
一般的减速器都有游标，把它拔出来擦干净插进去再拔出来看油的液位就行了
液位在游标的两个刻度之间就是正常的

G. 水轮发电机导轴承如何进行检修

水轮发电机导轴承(guidebearingofhydrogenerator)是水轮发电机轴承的重要原件，其主要承受转子机械不平衡力和由于转子偏心所引起的单边磁拉力，其主要作用是防止轴的摆动。导轴承由导轴承瓦、支柱螺栓、套筒、座圈、滑转子和油冷却器等主要部件组成。
水轮发电机导轴承的检修：
一般发电机导轴承都采用分块瓦稀油润滑结构，与水轮机水导轴承中分块瓦稀油润滑结构相同。发电机导轴承主要检修工作是导轴瓦的修理和刮削．导轴承间隙的调整，三个导轴承同心度的调整等。
1、导轴瓦的修理
在拆导轴瓦前，应测量导轴承的间隙，并作记录，测量方法与水导轴承相同。
将轴瓦松开，放在垫有木块的地面上，检查轴瓦表面的磨损情况。通常轴瓦磨损并不严重，局部被磨损，可用平刮刀刮去高点，再重新挑花。若局部区域磨损严重，如出现条状沟或由于轴电流使钨金被损坏时，须采用熔焊的办法进行处理，处理后的轴瓦要进行研磨和刮削，并修刮进油边，达到有关技术要求。
2、导轴承装复
(1)导轴瓦装复应符合下列要求：
1)轴瓦装复应在机组轴线及推力瓦受力调整合格后，水轮机止漏环间隙及发电机气隙均符合要求．即机组轴线处于实际回转中心位置的条件下进行。一般应在轴承固定部分适当位置建立测点，并记录有关数据．以方便复查轴承中心位置。
2)导轴瓦装配后，间隙调整应根据主轴中心位置。并考虑盘车的摆度方位、大小，进行间隙调整。安装总间隙应符合设计要求。
3)导轴瓦间隙调整前，必须检查所有轴瓦是否已顶紧靠在轴领上。
4)分块式导轴瓦间隙允许偏差不应超过±0.02mm。
(2)导轴领表面应光亮，对局部轴电流烧损或划痕．可先用天然油石磨去毛刺，再用细毛毡、研磨膏研磨抛光。轴领清扫时，必须清扫外表面及油孔。
(3)导轴承装复后应符合的要求。
1)导轴承油槽清扫后进行煤油渗漏试验，至少保持4h，应无渗漏现象。
2)油质应合格，油位高度应符合设计要求，偏差不超过±10mm。
3)导轴承冷却器应按设计要求的试验压力进行耐压试验。设计无规定时，试验压力一般为工作压力的两倍，但不得低于0.4MPa，保持60min，无渗漏现象。

H. 水轮机导轴承轴瓦、润滑油等的温度要求最高不超过多少

水轮机导轴承轴瓦一般温度要求在60℃以下，65℃报警，70℃跳闸，润滑油温度一般不得高于50℃。
水轮机导轴承作用是承受水轮机主轴的径向力，使主轴保持在中心位置。
水轮机：是把水流的能量转换为旋转机械能的动力机械，它属于流体机械中的透平机械。早在公元前100年前后，中国就出现了水轮机的雏形——水轮，用于提灌和驱动粮食加工器械。现代水轮机则大多数安装在水电站内，用来驱动发电机发电。在水电站中，上游水库中的水经引水管引向水轮机，推动水轮机转轮旋转，带动发电机发电。作完功的水则通过尾水管道排向下游。水头越高、流量越大，水轮机的输出功率也就越大。

I. 水导轴承的冷热油如何循环，下导、上导等的；据说是有个挡油板，但是工作原理是什么呢谢谢

一般看实际使用要求。在大型设备中基本采用强制供油，即油泵站方式。润滑、冷却同时满足。上导、下导是根据实际需要，在设计时确定的。除满足润滑、冷却要求，还要考虑安装、检修及美观等要求。挡油板，具体的要看位置，有时可能就是为满足回油率。此是个人经验，供参考。

J. 水轮机水导漏油量增大的原因用哪些

动密封面产生间隙会有较大的油流渗出，此两处又无密封条，增加了渗漏的可能性。③油盆上盖板处，水导油盆上盖板处有密封条同底部的密封条一样，依靠螺栓的紧固力压紧密封条形成密封面，也存在可能渗漏点④迷宫环处，上迷宫环把合在油盆上，下迷宫环依靠迷宫锁紧销锁紧于水导瓦上，两迷宫环之间的间隙要求为1．8～2．2mm。机组运行时甩油会顺迷宫环上爬到两迷宫环交接处，水电站机电技术第30卷的回油孔，爬升到此处的油流经该孔回流到油盆内，如果该孔祓堵塞造成回流不畅，透平油会甩出水导油盆。⑤瓦架和导瓦间的两条密封条处，由简式瓦的结构和工作原理可知，机组旋转时大轴会不断摩擦和撞击瓦面，而该撞击力被提瓦螺栓传递给瓦架，静止的瓦架紧固于顶盖上，如果撞击力较大，提瓦螺栓松动使得瓦架同瓦之间形成较大的间隙，会使水导轴承渗油。⑥瓦架同大轴间的密封处，在大轴和瓦架间的密封材料为螺栓压紧的毛毡，长时间运行会使毛毡的密封失效导致漏油。⑦其它漏油点主要包括：测温电阻出口处，油混水信号装置连装处，冷却器油口处等，这些部位如果渗油，都是极少量，不是主要的渗油点。水导轴承安装时密封面处理工艺没有达到厂家要求，毛刺过多密封面粗糙，甚至有较大的凹坑可能渗油。通过以上分析，对水导轴承外部进行了仔细的检查，但没有发现明显的漏油点，水导轴承内部的问题例如回油孔是否堵塞，密封条密封效果是否好等，只有在拆开轴承内部结构时才能检查。3水导轴承漏油问题解决为准确掌握水导油盆漏油量，对水导油盆油位进行了测量，测量数据如表1：表1油位测量数据表2处理后油位测量数据3．1第一次处理方案从上表可以看出日漏油量逐渐增大，因此必须对机组立即进行防漏油处理，当时季节为丰水期，机组不允许长时间停机，为不影响发电做了简单临时处理，用风动扳手对称打紧提瓦螺栓，减小瓦架和瓦间的间隙，处理后再次进行测量，数据如表2。从表2看出紧固提瓦螺栓起到了一些作用，但每天还有大量的油漏走，并没有从根本上解决渗油的问题，还需要进一步查找原因。3．2第二次处理方案机组停机，拆开水导轴承，进行全面检查。检查瓦架同瓦之间的两道密封，发现密封条发硬，安装时密封条抹有较多的密封胶，胶和密封条固成一体，且成为硬块，使密封条没有弹性恢复力，瓦架同瓦之间形成间隙，大量透平油从此漏走。其他部位没有发现异常，按照传统的处理办法，更换相同的密封条，抹有同样的密封胶后回装，回装后油位测量数据如表3。表3回装后油位测量数据表3看出，机组在处理后，初期漏油明显减少，但经过机组运行一段时间后，漏油呈上升趋势，且上升到第一次简单处理(打紧提瓦螺栓)后的漏油量，由此可见此次更换密封条，没有起到很好效果。更换密封条初期效果好一些，分析原因主要是初期密封条还有弹性，密封胶在低温下硬化带来的影响不明显，随着运行时间加长密封条随密封胶一起硬化，密封条失去弹性完全失去密封效果；密封条选用的材质也不过关。3．3第三次处理方案吸取第二次处理的教训，第二次更换为艾志高弹性恢复力密封条，同时改变传统工艺，不再抹用密封胶直接将密封条回装，处理后，水导油盆的油位保持不变，彻底解决了水导轴承漏油的问题。4结束语因地制宜，不同的工作环境选用不同材质的密封条，工作环境特别恶劣的，低温、潮湿的，要选用高弹性恢复力的密封条，适当改变一些传统工艺，密封条上不再抹用密封胶而直接使用，使设备更好地适应现场状况。万家寨水电站5号机水导轴承密封条也做了同样的处理，更换后5号、6号机运行一年多，都未再出现漏油问题