水導軸承油位正常是多少

A. 水輪發電機的上導和下導油盆油位過高和過低對發電機有什麼危害

你好！
若過高,對軸承沒有什麼影響,但是發電機運行時會有油霧從油槽中飛出,污染發電機內部,對發電機造成危害.過低會燒壞軸瓦.
我的回答你還滿意嗎~~

B. 電機軸承注油量標準是什麼

電機上的常規潤滑脂有兩種：復合鈣基潤滑脂（-2、ZFG-3）和鋰基潤滑脂（ZL-2、ZL-3）。

鈣基潤滑脂，是由脂肪酸鈣皂稠化中粘度礦物油組成的，特性：中滴點，具有良好的抗水性，最高使用溫度不超過60℃。

鋰基潤滑脂由脂肪酸鋰皂稠化中粘度礦物油組成的，特性：高滴點，具有良好的抗水性及其良好的機械穩定性。適用於-20℃～+120℃寬溫度范圍內各種機械設備的滾動球軸承及其他磨損部位的摩擦。軸承漏油同潤滑脂緊密相關，比較理想的選配方案為：潤滑脂同軸承間的附著力不宜過低，潤滑脂融溶狀態不呈纖維狀，要求具備高滴點。

(2)水導軸承油位正常是多少擴展閱讀：

電機軸承利用光滑的金屬滾珠或滾柱以及潤滑的內圈和外圈金屬面來減小摩擦。這些滾珠或滾柱「承載」著負載，支撐著電機主軸，使電機(轉子)可以平穩旋轉。

軸承內圈與軸使緊配合，外圈與軸承座孔是較松配合時，可用壓力機將軸承先壓裝在軸上，然後將軸連同軸承一起裝入軸承座孔內，壓裝時在軸承內圈端面上，墊一軟金屬材料做的裝配套管（銅或軟鋼）。

軸承外圈與軸承座孔緊配合，內圈與軸為較松配合時，可將軸承先壓入軸承座孔內，這時裝配套管的外徑應略小於座孔的直徑。

如果軸承套圈與軸及座孔都是緊配合時，安裝室內圈和外圈要同時壓入軸和座孔，裝配套管的結構應能同時押緊軸承內圈和外圈的端面。

在一定的工作條件下，邊界膜抵抗破裂的能力稱為邊界膜的強度。它可用臨界pv值、臨界溫度值或臨界摩擦系數來表示。在正常的邊界潤滑中，當載荷p或速度v加大到某一數值，摩擦副的溫度突然升高，摩擦系數和磨損量急劇增大。邊界膜強度達到極限值時相應的pv值稱為臨界pv值。

C. 神鋼350油耗高什麼原因

咨詢記錄 · 回答於2021-11-02

D. 請教水電站運行規程

第二章 發電機運行定額

2.1. 發電機按第1.1條所列的額定參數運行，發電機各參數不得超過額定值運行。

2.2. 1#發電機定子線圈溫度不超過1050C，轉子線圈溫度不超過1300C。2#3#4#發電機定子線圈溫度不超過1050C，轉子線圈溫度不超過1300C。定子線圈溫度在機旁盤用測溫裝置測量，轉子線圈溫度用電壓、電流表法間接測出。按下式計算轉子線圈溫度：

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

式中V、I為同一時間讀取的電壓和電流值，R15為轉子線圈15℃時的電阻值。

1～4號發電機轉子線圈150C時的各阻值分別為：

1G：R15 = 0.346Ω

2G：R15 = 0.2498Ω

3G：R15 = 0.2464Ω

4G：R15 = 0.2573Ω

2.3. 發電機正常運行，電壓變動范圍應在額定電壓的±5%以內。

2.4. 發電機周波變動范圍為±0.5周/秒。

2.5. 正常運行時，定子電流任何兩相之差不得超過額定電流的20%，同時任何一相的電流不得超過額定值。

2.6. 機組正常運行時，一般採用恆功率因數運行或手動調節勵磁方式運行。
第三章 發電機的運行維護

3.1 備用的發電機維護
3.1.1 備用中的發電機組及其輔助設備應進行必要的監視和維護，使其經常處於完好狀態，隨時能立即啟動。

3.1.2 備用機組停用時間盡可能不超過 7天，如超過 7天則啟動前需測量其絕緣值。

3.1.3 當發電機長期處於備用狀態時，應採取適當的措施防止繞組受潮。在廠房空氣特別潮濕的環境下，經部門領導同意後，應將備用機組的冷卻水退出，以保證備用機組絕緣正常。

3.1.4 備用機組在停機期間，隔168小時空載轉動一次，或用油泵將機組轉子頂起3分鍾。當停機超過上述規定時間或油盤排油檢修，在機組啟動前，必須用油泵將機組轉子頂起3分鍾，使推力軸瓦與鏡板間進油。

3.1.5 機組長期停止運行或檢修後，應進入下列檢查：

1) 將安全措施（接地線、標示牌、臨時遮欄）全部拆除，工作票收回，檢查現場無異物，並確認有關轉動部分無人逗留。

2) 發電機定子絕緣用2500V兆歐表進行測量，其阻值在同一溫度下，一般不應低於上次測量結果的1/3，吸收比R60/ R15不應低於1.3（1#機不應低於1.6）。如不符合要求，應查明原因，並進行處理。定子絕緣電阻按下式換算至同一溫度下進行比較：

式中R75 為換算75℃時的絕緣電阻值，Rt為實際測得的絕緣電阻值，t為當時溫度。

3) 勵磁迴路絕緣用500V兆歐表進行測量，其阻值不應低於0.5MΩ。

3.2 發電機的啟動
3.2.1. 機組制動閘因故退出時，禁止啟動水輪發電機組。

3.2.2. 發電機大小修和機組長期停運後，在重新啟動前，應進行發電機斷路器及自動滅磁開關的分、合閘試驗(包括兩者間的聯鎖)和電氣及水輪機保護聯動發電機斷路器的動作試驗。

3.4 日常維護
3.4.1 機組應避免在水輪機振動區和氣蝕區運行。

3.4.2 值班人員應按巡迴檢查制度規定，對設備進行班中全面檢查，保證設備處於良好的運行狀態。在系統發生大沖擊後，應對機組進行一次全面檢查。

3.5 發電機運行中的檢查項目
3.5.1 發電機中性點避雷器完好，電流互感器、電壓互感器及勵磁變壓器運行正常，無異音、異味。

3.5.2 發電機母線絕緣良好，母線無雜物、無異音、無過熱等現象。

3.5.3 發電機保護的操作電源投入完好，保護裝置各繼電器工作狀態正確，無異音、無異味、無過熱現象，各信號燈指示正確，各保護出口壓板投入。

3.5.4 工作站監控顯示機組各部運行正常。

3.5.5 發電機聲音正常，振動、擺度不超過規定允許值。

3.5.6 永磁機軸承無異常，三角皮帶松緊合適。

3.5.7 各電氣接線連接完好，無脫落及發熱現象。

3.5.8 滑環與碳刷接觸良好，無脫落、過熱及冒過大火花現象。滑環、炭刷、炭刷架等應保持清潔，無灰塵積垢。

3.5.9 發電機各運行參數正常，各表計、位置信號指示正常。

3.5.10 發電機消防水閥關嚴，不漏水。水帶卷好無破損、丟失。

3.5.11 空冷器、冷卻器溫度適宜，無過熱、結露及漏水。

3.5.12 冷卻水管路各壓力表指示在限額之內，各示流器指示正確。

3.5.13 油、水、氣管路及閥門無滲漏現象。

3.5.14 油槽油位、油溫、油質合格，無漏油現象。油槽上部無甩油現象。

3.6 發電機運行中的監視維護項目
3.6.1 運行值班人員要嚴格監視發電機的各運行參數，保證電能質量和各運行參數在規定范圍內運行,並根據情況做好調節和事故預想,不準做任何與監盤無關的工作。特別在天氣突然變化、雷雨時或設備有缺陷、系統有改變等情況下，要做好事故預想及反事故措施。合理分配機組負荷，避免機組在振動區運行。

3.6.2 隨時掌握各表計、信號指示,發現設備事故或故障及時報告當班負責人或有關領導，並作出處理。

3.6.3 根據燈光信號裝置監視設備運行位置,發生異常情況和事故時,監視人員要根據儀表和信號變化,作出正確的判斷和調整。

3.6.4 值班人員要監視發電機運行參數的變化,並及時作出調整。

3.6.5 值班人員要監視發電機定子線圈溫度，各軸承溫度，油盤溫度及冷熱風溫度有無異常升高，若突然較正常升高2～3度℃時，應及時報告，並查明原因。

3.6.6 手動調整操作時,必須站好位置,拿準把手和看清表計,調整穩定後方可離開。

3.6.7 值班人員對設備監視發現異常運行要做好詳細記錄。

3.6.8 運行值班人員要每隔一小時記錄發電機運行時各有關參數。

3.6.9 發電機運行時，冷卻水不得中斷。

3.6.10 進行機組定子乾燥作業時，應將空冷器冷卻水進、出口閥門關閉。

3.6.11 運行中的發電機應每隔168小時進行輪換一次。
第四章 勵磁裝置

4.2.4 勵磁裝置故障及處理
4.2.4.1 1PT（TV）斷相
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機TV斷相動作」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁裝置運行通道發「1PT斷相故障」，裝置自動切換到備用通道運行。

處理：

1) 檢查機組三相電壓，判明斷線相；

2) 檢查電壓互感器高壓保險是否熔斷，是則停機檢查處理 。

3) 檢查電壓互感器二次側空氣開關是否跳閘，是則試合一次。如再跳閘，則停機處理。

4.2.4.2 2PT（TV）斷相
勵磁調節器檢測到2PT斷相後，發出2PT斷相信號，該信號對主通道無影響。若出現該故障信號時，調節器正處於備用通道運行，應人工切換到主通道運行。

4.2.4.3 脈沖丟失
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁裝置運行通道發「功率櫃故障」，裝置自動切換到備用通道運行。

4) 機組無功減少或吸收系統無功。

處理：

1) 檢查裝置是否自動切換到備用通道運行，如不能自動切換，則手動切換到備用通道運行。

2) 檢查脈沖丟失故障信號消除後，手動切換到主通道運行。

3) 如脈沖丟失故障信號不能消除，則聯系維護班人員進行處理。

4.2.4.4 PLC故障
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁裝置運行通道發「PLC故障」，裝置自動切換到備用通道運行。

4) 4）2#機：PLC面板的「error」指示燈顯示為紅色；

1#、3#機：勵磁屏的觸摸屏顯示為紅色；

處理：

1) 檢查裝置是否自動切換到備用通道運行，如不能自動切換，則手動切換到備用通道運行。

2) 檢查「PLC故障」故障信號消除後，手動切換到主通道運行。

3) 如「PLC故障」故障信號不能消除，則聯系維護班人員進行處理。

4.2.4.5 電源故障
出現該故障信號後，將由主通道自動切換到備用通道運行。此時應檢查調節器通道內調節板+5V電源是否正常。

4.2.4.6 快熔熔斷
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁裝置運行通道發「功率櫃故障」。

4) 機組無功減少或吸收系統無功。

處理：

1) 檢查快速熔斷器接點是否彈出，判斷快熔是否熔斷。如是，則停機並聯系處理。

4.2.4.7 風機故障
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁裝置運行通道發「功率櫃故障」。

處理：

1) 檢查風機是否運轉。

2) 如是風機停轉，立即將該發電機的轉子電流減少至200A以下，再進行檢查。

3) 檢查風機電源開關是否合上。

4) 手動起動風機。若風機不能起動，則匯報有關領導聯系處理。

4.3.4 運行方式
4.3.4.1 調節器正常運行時的基本方式：自動電壓調節器(AVR) 在運行狀態，磁場電流調節器(FCR)自動進入跟蹤狀態，並且在發電機電壓、定子電流或轉子電流的測量值異常時停止跟蹤。

4.3.4.2 在自動電壓調節(AVR)運行時，若發生PT斷線故障，勵磁裝置則自動切換到磁場電流調節(FCR)運行。

4.3.4.3 自動電壓調節器(AVR)故障時，切換至磁場電流調節器(FCR)；面板上的開關位置可決定這兩種調節功能的投入和切除。但在機組運行中，不允許進行「AVR」、「FCR」切換。

4.3.4.4 機組起勵建壓以直流起勵為正常起勵方式。若機組轉速已正常而不能建壓，可按一次起勵按鈕QLN。若還是不能建壓，則停機處理。

4.3.5 勵磁裝置故障及處理
勵磁裝置故障現時，勵磁屏上對應的光字牌亮。首先按下故障信號復歸按鈕一次，若故障信號未能復歸，則按下列規定進行處理。

4.3.5.1 PT斷線
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「4#機TV斷相動作」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 3）勵磁屏的「PT斷線」的光字牌亮。

處理：

1) 檢查機組三相電壓，判明斷線相；

2) 檢查電壓互感器高壓保險是否熔斷，是則停機檢查處理 。

3) 檢查電壓互感器二次側空氣開關是否跳閘，是則試合一次。如再跳閘，則停機處理。

4.3.5.2 快速熔斷器熔斷
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「4#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁屏的「快速熔斷器熔斷」光字牌亮。

4）機組無功減少或吸收系統無功。

處理：

1) 檢查快速熔斷器接點是否彈出，判斷快熔是否熔斷。如是，則停機並聯系處理。

4.3.5.3 觸發脈沖丟失
現象：現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「4#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁屏的「脈沖丟失」光字牌亮。

4）機組無功減少或吸收系統無功。

處理：

1）檢查裝置是否自動切換到備用通道運行，如不能自動切換，則手動切換到備用通道運行。

2）檢查脈沖丟失故障信號消除後，手動切換到主通道運行。

3）如脈沖丟失故障信號不能消除，則聯系維護班人員進行處理。

4.3.5.4 風機電源丟失
現象：

1) 風機停轉。

2) 工作站實時「報警窗口」顯示「4#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

3) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

4) 勵磁屏的「風機電源丟失」光字牌亮。

處理：

1) 檢查風機是否運轉。

2) 如是風機停轉，立即將該發電機的轉子電流減少至200A以下，再進行檢查。

3) 檢查風機電源開關是否合上。

4) 手動起動風機。若風機不能起動，則匯報有關領導聯系處理做好停機准備。

4.3.5.5 風機過流停車
現象：

1) 風機停轉。

2) 工作站實時「報警窗口」顯示「4#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

3) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

4) 勵磁屏的「風機過流停車」光字牌亮。

處理：

1) 檢查風機是否運轉。

2) 如是風機停轉，立即將該發電機的轉子電流減少至200A以下，再進行檢查。

3) 檢查風機電源開關是否合上。

4) 手動起動風機。若風機不能起動，則匯報有關領導聯系處理。

4.3.5.6 起勵失敗
現象：

1) 當機組轉速已達到95%Ne、滅磁開關已合閘時，監控系統發開機起勵令或在勵磁屏上按起勵按鈕後，達到起勵時限機組仍未建壓。

2) 工作站實時「報警窗口」顯示「4#機起勵失敗」，並有語音報警。

3) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

4) 勵磁屏的「起勵失敗」光字牌亮。

處理：

1) 檢查機組轉速是否達到95%Ne。

2) 檢查滅磁開關是否合上、接觸良好，在勵磁屏電動跳、合滅磁開關各一次。

3) 檢查在勵磁屏按下「起勵」按鈕一次。若仍不能起勵，則匯報有關領導聯系維護人員處理，並做好停機准備。

4.3.5.7 穩壓電源故障
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「4#機勵磁控制電源消失」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁屏的「穩壓電源故障」光字牌亮。

處理：

1）檢查勵磁屏穩壓電源模塊上的電源指示燈是否亮，如不亮則停機處理。

4.3.5.8 CPU故障
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「4#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁屏的「CPU故障」光字牌亮。

處理：

1) 停機處理。

4.3.5.9 可控硅溫度過高
現象：

1) 工作站實時「報警窗口」顯示「4#機勵磁裝置故障」，並有語音報警。

2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

3) 勵磁屏的「可控硅溫度過高」光字牌亮。

處理：

1) 檢查是否可控硅溫度過高；

2) 降低勵磁電流；

停機處理。

第七章 發電機的異常運行和事故處理

7.1 事故處理原則
當機組發生故障或事故時，值班人員應根據現象迅速判明故障及事故原因，及時進行處理。在不影響人身及設備安全的情況下，盡一切可能使機組恢復正常運行。

7.2 發電機過負荷

7.2.1 現象
1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機過負荷」，並有語音報警。

7.2.2 處理
1) 降負荷、減少發電機定子電流。

7.3 發電機定子接地
7.3.1 現象：
1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機定子接地保護動作」，並有語音報警。
2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。
3) 發電機保護測控屏的失磁保護裝置顯示：機組定子接地保護動作。

7.3.2 處理：
1) 檢查機組三相電壓，判明接地相及是否電壓互感器保險熔斷；
2) 確認電壓互感器高壓保險熔斷，則停機檢查處理 。
3) 電壓互感器低壓側空氣開關跳閘或保險熔斷，則將空開合閘一次或更換保險。如開關再次斷開或保險再熔斷，則停機檢查處理。
4) 檢查風洞，是否有煙和焦味等現象，判斷故障點在發電機內部，則立即停機。
5) 用2500V兆歐表檢查發電機引線、定子線圈及6.3KV的一次設備。
6) 匯報有關領導聯系處理。

7.4 轉子一點接地

7.4.1 現象
1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機轉子一點接地」，並有語音報警。
2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。
3) 發電機保護測控屏的失磁保護裝置顯示：轉子一點接地保護動作。

7.4.2 處理
1) 檢查正、負極對地電壓情況，判明接地極性；
2) 吹掃滑環、碳刷，並做好停機准備。如未能排除故障，應停機處理。
3) 若判斷是轉子內部接地，則盡快轉移負荷停機。
4) 匯報有關領導聯系處理。

7.5 溫度升高

7.5.1 現象
1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機溫度升高」，並有語音報警。
2) 機組LCU屏「機組故障」光字牌亮。

7.5.2 處理
1) 翻閱工作站或通信管理機該機組溫度等，檢查發電機定子溫度、軸承溫度及機組負荷變化情況。
2) 若是發電機定子溫度偏高，
a) 檢查發電機是否超負荷運行，在不影響系統正常運行情況下應減小負荷，以減小定子電流。
b) 定子三相電流不對稱，則應查明原因，迅速消除。
c) 若是冷卻水系統故障引起，應排除故障或調整冷卻水壓。
d) 檢查是否為測溫裝置誤發信號。
3) 若是推力軸承、下導軸承、水導軸承、上導油盤、下導油盤、水導油盤溫度偏高 ，
a) 如軸承溫度確實升高，應盡可能減少該機組的負荷。
b) 檢查冷卻水供水工作是否正常。否則，應根據具體情況，採取相應措施，確保冷卻水供水正常。
c) 檢查推力軸承油位、油質是否正常，必要時進行停機換油。
d) 如油槽油位降低較明顯，應查明原因，採取相應的防範措施，並及時補充透平油；如油槽嚴重跑油、推力（導）軸承溫度明顯升高時，應立即匯報值班負責人，進行緊急停機處理。
e) 機組全停後匯報有關領導。

7.6 發電機差動保護動作

7.6.1 現象：
1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機縱差動保護動作」，並有語音報警。
2) 機組LCU屏「機組事故」光字牌亮。
3) 發電機保護測控屏的發電機差動保護裝置顯示「縱差動保護動作」，斷路器分閘位置信號燈亮。
4) 發電機出口斷路器、滅磁開關跳閘，同時事故停機。

7.6.2 處理：
1) 檢查差動保護范圍內的一次設備，如發現著火立即滅火。
2) 檢查發電機定子絕緣電阻。
3) 檢查保護裝置是否誤動作。
4) 如檢查未發現異常，在取得主管領導及總工同意後，可對發電機零起升壓。在加壓過程中，發現異常立即停機。

7.7 過流一段保護動作

7.7.1 現象：
1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機過流一段保護動作」，並有語音報警。
2) 機組LCU屏「機組事故」光字牌亮。
3) 發電機保護測控屏的發電機後備保護裝置顯示「過流一段保護動作」，斷路器分閘位置信號燈亮。
4) 發電機出口斷路器、滅磁開關跳閘，同時事故停機。

7.7.2 處理
1) 差動保護停用時，過流一段保護動作原因不明，按差動保護動作的情況處理；
2) 差動保護使用時，過流一段保護動作,則全面檢查發電機、變壓器等有關一次設備，分情況處理。
a) 由於發電機差動保護拒絕動作，引起發電機過流一段保護動作：按差動保護動作的情況處理。
b) 由於主變壓器事故，變壓器低壓側斷路器拒絕跳閘，引起發電機過流一段保護動作：檢查主變壓器保護動作情況，電動操作斷開斷路器一次。未能斷開時，確認無電壓後，將串聯隔離開關拉開，恢復正常設備運行。按照變壓器事故處理規程的有關部分執行。聯系檢修人員處理拒跳的斷路器。
c) 由於線路出線斷路器拒絕跳閘，引起發電機過流一段保護動作：檢查線路保護動作情況，電動操作斷開斷路器一次。若斷不開時，與調度員聯系該線路停電。確認線路無電壓後，將其串聯隔離開關拉開，恢復正常設備運行。聯系檢修人員處理拒跳的斷路器。
3) 檢查保護裝置是否誤動作
4) 匯報有關領導。

7.8 過電壓保護動作

7.8.1 現象 ：
1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機過電壓保護動作」，並有語音報警。
2) 機組LCU屏「機組事故」光字牌亮。
3) 發電機保護測控屏的發電機後備保護裝置顯示「過電壓保護動作」，斷路 器分閘位置信號燈亮。
4) 發電機出口斷路器、滅磁開關跳閘，同時事故停機。

7.8.2 處理
1) 如判斷為系統甩負荷造成，可立即恢復發電機正常運行。
2) 檢查保護裝置是否誤動作
3) 檢查是否勵磁裝置故障。
4) 檢查是否機組調速器系統故障引起，聯系處理。
5) 檢查避雷器動作情況。
6) 測量發電機的絕緣電阻。若絕緣良好，則零起升壓，迅速恢復送電。

7.9 失磁保護動作

7.9.1 現象
1) 發電機轉子電流向「零」的方向擺動，轉子電壓升高。
2) 發電機並列運行時，定子電流平衡升高，發電機無功減少，甚至進相；如單獨運行時則定子電壓、電流急劇下降。
3) 3）如磁極斷線，則風洞有焦味、冒煙、並有很響的嗤嗤聲。
4) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機失磁保護動作」，並有語音報警。
5) 機組LCU屏「機組事故」光字牌亮。
6) 發電機保護測控屏的發電機失磁保護裝置顯示「失磁保護動作」，斷路器分閘位置信號燈亮。
7) 發電機出口斷路器、滅磁開關跳閘，同時事故停機。

7.9.2 處理
1) 如發現著火，則立即停機、滅火。
2) 檢查滅磁開關是否因誤操作或誤碰跳閘引起，如屬人為誤動作時，可恢復開機送電。
3) 3）檢查滅磁開關是否良好，如屬機構不良，聯系檢修人員修好後方可開機。
4) 檢查是否勵磁裝置故障引起，如是，聯系檢修人員處理。
5) 排除以上因素，必須測量轉子直流電阻、發電機勵磁迴路絕緣電阻合格後，方可開機。

7.10 轉子兩點接地動作
7.10.1 現象
1) 比較常見的先發一點接地信號。
2) 轉子電流不正常地增大，轉子電壓下降。
3) 故障機組無功減少，甚至進相，機組劇烈振動。
4) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機轉子兩點接地保護動作」，並有語音報警。
5) 機組LCU屏「機組事故」光字牌亮。
6) 發電機保護測控屏的發電機失磁保護裝置顯示「轉子兩點接地保護動作」，斷路器分閘位置信號燈亮。
7) 發電機出口斷路器、滅磁開關跳閘，同時事故停機。

7.10.2 處理
1) 檢查故障機組外部有無異常現象，如發現著火，停機後立即滅火。
2) 若故障機組未能自動停機，立即將機組解列停機。
3) 匯報有關領導聯系處理。

7.11 發電機著火

7.11.1 現象：
1) 風洞有濃煙冒出；
2) 有絕緣燒焦味。

7.11.2 處理
1) 應立即派人檢查，確認發電機已著火，立即按緊急停機按鈕停機，蓋上風洞蓋板，關閉風洞抽風機，並報告有關領導。
2) 若發電機未能自動停機，則立即跳發電機出口斷路器、滅磁開關，手動操作停機。
3) 確認發電機無電壓後，立即接好發電機消防軟管，打開消防水閥208、209進行滅火。
4) 若本機消防構件使用不良，可用長水帶接取相鄰機組消防水。
5) 到水車室檢查滅火情況，風洞下部蓋板有均勻漏水為准。
6) 確認火全滅後，全關消防水閥208、209，停止給水。
7) 滅火過程中注意下列事項：
a) 盡量保持風洞密閉。
b) 發電機滅火，只能用水。嚴禁用砂子、泡沫滅火器或滅火液對發電機內部噴射滅火。
c) 火熄後，進入風洞檢查須戴防毒面具。

7.12 永磁機著火處理
處理：
1) 立即按緊急停機按鈕停機。
2) 用乾式滅火器或四氯化碳滅火器滅火（不準用沙或泡沬滅火器）。

7.13 溫度過高
7.13.1 現象：
1) 工作站實時「報警窗口」顯示「X#機溫度過高」，並有語音報警。
2) 機組LCU屏「機組事故」光字牌亮。
3) 發電機出口斷路器、滅磁開關跳閘，同時事故停機。
7.13.2 處理
1) 翻閱工作站或通信管理機該機組溫度等，檢查發電機定子溫度、軸承溫度及機組負荷變化情況，檢查是何種溫度過高。
2) 檢查是否為測溫裝置誤發信號。
3) 檢查冷卻水供水工作是否正常。若是冷卻水系統故障引起，應排除故障。冷卻水供水正常後，方可重新開機。
4) 檢查各導油盤油位、油質是否正常。如油槽油位降低較明顯，應及時補充透平油；如油槽嚴重漏油，應聯系檢修人員處理，並匯報有關領導。

E. 水輪機瓦溫高是什麼原因

這個要具體問題具體分析，你的問題太簡單了，我只能把自己想到的情況列舉出來。
1，若是所有瓦的溫度都比規定值高，先確定溫度感測器有無問題，看看水導軸承油槽油溫高不高，油位正常否，油冷卻器水溫、水壓正常否。若不正常，可能是油槽油位過低，或是冷卻水有問題。
2，若上述均無問題，看看否是單塊瓦溫度過高，若是，可能是該瓦螺栓松動造成瓦隙增大。
3，若水導軸承處擺度也偏大，有可能是瓦隙不均勻，需要停機檢修重新「抱瓦」調瓦隙。
4，若機組帶負荷或空載時擺度均較大，有可能是機組軸線不正常，需要檢修調軸線推機組中心。
5，可能是水導瓦瓦隙調得過小，油膜建立不足，需要重新調瓦隙，將瓦隙適當放大點。

F. 齒輪減速箱、軸承座的油位低於多少時要加油謝謝

為滿足減速器內部零件的潤滑要求，箱體應具有一定的高度，以使油池的的最小深度既能存儲足夠的潤滑油，也可避免因傳動件攪動而泛起雜質。為此，規定大齒輪齒頂到油池底的距離不小於30-50mm；齒輪的浸油深度最小為一個齒高，但不小於10mm。當齒輪的圓周速度很低時（<1m/s），浸油深度可達齒輪半徑的六分之一到四分之一

來自機械設計手冊
這里說的齒輪是距離箱底最近的那個齒輪，就是高速級齒輪。
一般的減速器都有游標，把它拔出來擦乾凈插進去再拔出來看油的液位就行了
液位在游標的兩個刻度之間就是正常的

G. 水輪發電機導軸承如何進行檢修

水輪發電機導軸承(guidebearingofhydrogenerator)是水輪發電機軸承的重要原件，其主要承受轉子機械不平衡力和由於轉子偏心所引起的單邊磁拉力，其主要作用是防止軸的擺動。導軸承由導軸承瓦、支柱螺栓、套筒、座圈、滑轉子和油冷卻器等主要部件組成。
水輪發電機導軸承的檢修：
一般發電機導軸承都採用分塊瓦稀油潤滑結構，與水輪機水導軸承中分塊瓦稀油潤滑結構相同。發電機導軸承主要檢修工作是導軸瓦的修理和刮削．導軸承間隙的調整，三個導軸承同心度的調整等。
1、導軸瓦的修理
在拆導軸瓦前，應測量導軸承的間隙，並作記錄，測量方法與水導軸承相同。
將軸瓦松開，放在墊有木塊的地面上，檢查軸瓦表面的磨損情況。通常軸瓦磨損並不嚴重，局部被磨損，可用平刮刀颳去高點，再重新挑花。若局部區域磨損嚴重，如出現條狀溝或由於軸電流使鎢金被損壞時，須採用熔焊的辦法進行處理，處理後的軸瓦要進行研磨和刮削，並修刮進油邊，達到有關技術要求。
2、導軸承裝復
(1)導軸瓦裝復應符合下列要求：
1)軸瓦裝復應在機組軸線及推力瓦受力調整合格後，水輪機止漏環間隙及發電機氣隙均符合要求．即機組軸線處於實際回轉中心位置的條件下進行。一般應在軸承固定部分適當位置建立測點，並記錄有關數據．以方便復查軸承中心位置。
2)導軸瓦裝配後，間隙調整應根據主軸中心位置。並考慮盤車的擺度方位、大小，進行間隙調整。安裝總間隙應符合設計要求。
3)導軸瓦間隙調整前，必須檢查所有軸瓦是否已頂緊靠在軸領上。
4)分塊式導軸瓦間隙允許偏差不應超過±0.02mm。
(2)導軸領表面應光亮，對局部軸電流燒損或劃痕．可先用天然油石磨去毛刺，再用細毛氈、研磨膏研磨拋光。軸領清掃時，必須清掃外表面及油孔。
(3)導軸承裝復後應符合的要求。
1)導軸承油槽清掃後進行煤油滲漏試驗，至少保持4h，應無滲漏現象。
2)油質應合格，油位高度應符合設計要求，偏差不超過±10mm。
3)導軸承冷卻器應按設計要求的試驗壓力進行耐壓試驗。設計無規定時，試驗壓力一般為工作壓力的兩倍，但不得低於0.4MPa，保持60min，無滲漏現象。

H. 水輪機導軸承軸瓦、潤滑油等的溫度要求最高不超過多少

水輪機導軸承軸瓦一般溫度要求在60℃以下，65℃報警，70℃跳閘，潤滑油溫度一般不得高於50℃。
水輪機導軸承作用是承受水輪機主軸的徑向力，使主軸保持在中心位置。
水輪機：是把水流的能量轉換為旋轉機械能的動力機械，它屬於流體機械中的透平機械。早在公元前100年前後，中國就出現了水輪機的雛形——水輪，用於提灌和驅動糧食加工器械。現代水輪機則大多數安裝在水電站內，用來驅動發電機發電。在水電站中，上游水庫中的水經引水管引向水輪機，推動水輪機轉輪旋轉，帶動發電機發電。作完功的水則通過尾水管道排向下游。水頭越高、流量越大，水輪機的輸出功率也就越大。

I. 水導軸承的冷熱油如何循環，下導、上導等的；據說是有個擋油板，但是工作原理是什麼呢謝謝

一般看實際使用要求。在大型設備中基本採用強制供油，即油泵站方式。潤滑、冷卻同時滿足。上導、下導是根據實際需要，在設計時確定的。除滿足潤滑、冷卻要求，還要考慮安裝、檢修及美觀等要求。擋油板，具體的要看位置，有時可能就是為滿足回油率。此是個人經驗，供參考。

J. 水輪機水導漏油量增大的原因用哪些

動密封面產生間隙會有較大的油流滲出，此兩處又無密封條，增加了滲漏的可能性。③油盆上蓋板處，水導油盆上蓋板處有密封條同底部的密封條一樣，依靠螺栓的緊固力壓緊密封條形成密封面，也存在可能滲漏點④迷宮環處，上迷宮環把合在油盆上，下迷宮環依靠迷宮鎖緊銷鎖緊於水導瓦上，兩迷宮環之間的間隙要求為1．8～2．2mm。機組運行時甩油會順迷宮環上爬到兩迷宮環交接處，水電站機電技術第30卷的回油孔，爬升到此處的油流經該孔迴流到油盆內，如果該孔祓堵塞造成迴流不暢，透平油會甩出水導油盆。⑤瓦架和導瓦間的兩條密封條處，由簡式瓦的結構和工作原理可知，機組旋轉時大軸會不斷摩擦和撞擊瓦面，而該撞擊力被提瓦螺栓傳遞給瓦架，靜止的瓦架緊固於頂蓋上，如果撞擊力較大，提瓦螺栓松動使得瓦架同瓦之間形成較大的間隙，會使水導軸承滲油。⑥瓦架同大軸間的密封處，在大軸和瓦架間的密封材料為螺栓壓緊的毛氈，長時間運行會使毛氈的密封失效導致漏油。⑦其它漏油點主要包括：測溫電阻出口處，油混水信號裝置連裝處，冷卻器油口處等，這些部位如果滲油，都是極少量，不是主要的滲油點。水導軸承安裝時密封面處理工藝沒有達到廠家要求，毛刺過多密封面粗糙，甚至有較大的凹坑可能滲油。通過以上分析，對水導軸承外部進行了仔細的檢查，但沒有發現明顯的漏油點，水導軸承內部的問題例如回油孔是否堵塞，密封條密封效果是否好等，只有在拆開軸承內部結構時才能檢查。3水導軸承漏油問題解決為准確掌握水導油盆漏油量，對水導油盆油位進行了測量，測量數據如表1：表1油位測量數據表2處理後油位測量數據3．1第一次處理方案從上表可以看出日漏油量逐漸增大，因此必須對機組立即進行防漏油處理，當時季節為豐水期，機組不允許長時間停機，為不影響發電做了簡單臨時處理，用風動扳手對稱打緊提瓦螺栓，減小瓦架和瓦間的間隙，處理後再次進行測量，數據如表2。從表2看出緊固提瓦螺栓起到了一些作用，但每天還有大量的油漏走，並沒有從根本上解決滲油的問題，還需要進一步查找原因。3．2第二次處理方案機組停機，拆開水導軸承，進行全面檢查。檢查瓦架同瓦之間的兩道密封，發現密封條發硬，安裝時密封條抹有較多的密封膠，膠和密封條固成一體，且成為硬塊，使密封條沒有彈性恢復力，瓦架同瓦之間形成間隙，大量透平油從此漏走。其他部位沒有發現異常，按照傳統的處理辦法，更換相同的密封條，抹有同樣的密封膠後回裝，回裝後油位測量數據如表3。表3回裝後油位測量數據表3看出，機組在處理後，初期漏油明顯減少，但經過機組運行一段時間後，漏油呈上升趨勢，且上升到第一次簡單處理(打緊提瓦螺栓)後的漏油量，由此可見此次更換密封條，沒有起到很好效果。更換密封條初期效果好一些，分析原因主要是初期密封條還有彈性，密封膠在低溫下硬化帶來的影響不明顯，隨著運行時間加長密封條隨密封膠一起硬化，密封條失去彈性完全失去密封效果；密封條選用的材質也不過關。3．3第三次處理方案吸取第二次處理的教訓，第二次更換為艾志高彈性恢復力密封條，同時改變傳統工藝，不再抹用密封膠直接將密封條回裝，處理後，水導油盆的油位保持不變，徹底解決了水導軸承漏油的問題。4結束語因地制宜，不同的工作環境選用不同材質的密封條，工作環境特別惡劣的，低溫、潮濕的，要選用高彈性恢復力的密封條，適當改變一些傳統工藝，密封條上不再抹用密封膠而直接使用，使設備更好地適應現場狀況。萬家寨水電站5號機水導軸承密封條也做了同樣的處理，更換後5號、6號機運行一年多，都未再出現漏油問題