DB21_T 3918.1—2024农村水电站安全运行与检修规程 第1部分：水轮发电机组及其附属设备.pdf

ICS07 060CCS A 4721辽宁省地方标准DB21/T 3918.12024农村水电站安全运行与检修规程第 1 部分：水轮发电机组及其附属设备Regulations for safe operation and maintenance of rural hydropower stationsPart 1：hydroelectric generating set and equipment pertain to it2024-01-30 发布2024-03-01 实施辽宁省市场监督管理局发 布DB21/T 3918.12024I目次前言.II引言.III1 范围.12 规范性引用文件.13 术语和定义.14 水轮机运行与检修.15 发电机运行与检修.66 机组辅助设备运行与检修.12DB21/T 3918.12024II前言本文件按照GB/T 1.12020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件是农村水电站安全运行与检修规程的第1部分，已经发布以下部分：第1部分：水轮发电机组及其附属设备。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由辽宁省水利厅提出并归口。本文件起草单位：辽宁省水利事务服务中心、辽阳汤河水力发电有限责任公司。本文件主要起草人：李忠国、吴海东、贺雪菲、孙博、孙晓颖、刘丽、王莉莉、韩镇泽、崔琬茁、周莞则、宋岩、习丽丽、朱辉、周晓乐、刘浩然、石筠、路奔、胡杰、闫鹏飞、孟庆宇。本文件发布实施后，任何单位和个人如有意见和建议，均可以通过来电和来函等方式进行反馈，我们将及时答复并认真处理，根据实际情况依法进行评估及复审。归口管理部门通信地址：辽宁省水利厅（沈阳市和平区十四纬路5号），联系电话：[phone]。文件起草单位通信地址：辽宁省水利事务服务中心（沈阳市和平区十四纬路5号），联系人：周晓乐，联系电话：[phone]；辽阳汤河水力发电有限责任公司（辽阳市弓长岭区汤河镇柳河村），联系人：武刚，联系电话：[phone]。DB21/T 3918.12024III引言辽宁省内尚无完整的、针对性的农村水电站运行与检修规程，为提高水电站安全生产管理水平，确保水电站安全、可靠、合理运行，特制定本文件。本文件涵盖了水轮机、发电机及其辅助设备的运行及检修技术内容，系统地提出了农村水电站相关设备的安全运行与检修技术要求，对农村水电站运行与检修具有极强的参考作用。本文件是农村水电站安全运行与检修规程的第1部分。DB21/T 3918.120241农村水电站安全运行与检修规程 第 1 部分：水轮发电机组及其附属设备1范围本文件规定了水轮机、发电机及其辅助设备运行与检修等技术内容。本文件适用于总装机容量为 50MW 及以下的农村水电相关设备的运行与检修。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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水轮发电机基本技术条件GB 26860电力安全工作规程 发电厂和变电站电气部分GB/T 50964 小型水电站运行维护技术规范DL/T 596电力设备预防性试验规程3术语和定义GB 26860界定的术语和定义适用于本文件。4水轮机运行与检修4.1水轮机日常管理4.1.1每台水轮机应按厂内规定次序进行编号，并将序号明显地标明在水轮机的外壳上，其号码应与发电机编号相对应。4.1.2水轮机室与主控室应装有联系信号及电话。4.1.3水轮机室（旁）应配有灭火装置。4.1.4每台水轮机应有下列技术档案。a)水轮机安装、维护、使用说明书和随设备供应的技术文件和产品图纸。b)安装、试验、交接和验收记录。c)历次大、小修的项目、更新改造项目和检修后的技术数据。d)有关水轮机运行、事故处理记录。4.1.5每台水轮机及其附属设备备品备件应配置合理，备品备件应分类存放，摆放位置合理、整齐。4.2水轮机运行DB21/T 3918.1202424.2.1水轮机应按设计的相关参数长期连续运行。4.2.2机组各轴承油温低于 5时，机组不允许启动；油温低于 10时应停止供给冷却水，油温控制在 555之间（新型材料轴瓦按厂家规定执行）。4.2.3水轮机轴承瓦温不宜超过 60，最高不得超过 70。当轴承瓦温达到 65时，应发出故障信号，当瓦温超过 70时，应发出机组事故跳闸信号，并跳闸。弹性金属塑料推力轴瓦瓦温不宜超过 55。轴承冷却水温度应在 530，冷却水压力一般根据各自水头不同而有所差异，宜为 0.15MPa0.30MPa。4.2.4机组各轴承油面高度、各部件摆度及振动值宜参考 GB/T 50964 相关规定执行。4.2.5机组制动装置应正常，对于气制动方式机组，制动气压应为 0.5MPa0.7MPa；当机组在额定转速的 20%35%时开始制动，制动时间宜为 2min。应避免机组在低转速下长期运行。水斗式水轮机组采用负喷嘴反向冲水制动时，制动时间最长不应超过 5min，制动冲水投入和切除的监控装置工作应正常。4.2.6水轮机组应在自动调速情况下运行，导水叶开度限制应置于最大功率的开度位置，但在特殊情况下：如调速系统工作不稳定、失灵等，可使用开度限制或手动控制。4.2.7水轮机不允许运行的情况应参考 GB/T 50964 相关规定执行。4.2.8新装机组或大修后投入运行前，应将工作人员全部退出工作现场，确认机组内无人工作，并收回全部工作票，再做如下检查，方可投入运行。a)检查压力钢管、蜗壳等流道及补气管中无杂物。b)制动装置工作正常且处于复归位置。c)导水机构正常，导叶无损坏，剪断销无松动或损坏。d)发电机内部无杂物或遗留工具。e)集电环碳刷弹簧压力正常，无卡阻、松动等现象。f)机组自动化装置正常。g)水轮机各密封装置良好。h)水轮机进水主阀和调压阀的操作机构和行程开关工作正常。i)油、气、水系统均正常，各轴承油位、油色正常，排水泵工作良好，空气压缩机能按整定值自动启动和停止。j)调速器工作正常，开机前应明确采用手动操作还是自动控制。k)水轮发电机组周围无妨碍工作的杂物。l)电气各项试验、机组过速及甩负荷试验合格。m)新装机组连续 72h 满负荷试运行合格。4.2.9开机的操作程序。4.2.9.1开机前准备工作如下：1）蜗壳或流道充水前，应对调速器做全面检查和动作试验，打开总油阀，用油压操作机组，操作开度限制手轮到 5%，检查调速器无漏油现象，然后缓慢升至 25%、50%、75%、100%，由全关至全开，再由全开至全关，观察无异样，最后关闭导水叶；2）对水轮机蜗壳或流道进行充水、排气，使蜗壳或流道内充满水；3）将所有电源开关，油、气、水阀门，调至正常运行位置；4）立式机组应顶转子（停机间隔超过 24h）。4.2.9.2用手动操作或自动操作开启机组，应将机组开至额定转速的 95%、启励建压、调整转速、电压带同期后并入系统。4.2.9.3并列系统后，根据负荷需要，确定开度位置。DB21/T 3918.1202434.3水轮机监视、维护与故障处理4.3.1水轮机监视内容如下。a)每隔 1h2h，记录 1 次机组的各项运行参数。b)电站上游、下游水位。c)水轮机顶盖振动、水轮机导轴承振动(轴摆度)、噪声、各部压力脉动。d)转桨式水轮机导叶桨叶开度与水头的协联情况。e)水轮机导轴承温度、温升、轴承油位。f)主轴密封和顶盖排水装置运行情况。g)补气装置运行情况。h)技术供水系统运行情况。i)油、水、气系统等附属设备压力、流量。j)水轮机各仪表指示。k)自动化元件及自动化系统、调节系统、保护装置工作情况。l)停机状态下，应监视主轴蠕动，检修密封等工作情况。4.3.2水轮机的维护与故障处理。4.3.2.1机组过速。4.3.2.1.1 现象如下：机组发出超速声；负荷甩掉，周波上升；调速器转速表指示上升。4.3.2.1.2 处理措施如下：应按紧急停机按钮，检查油槽有无甩油、阻尼环有无变形、转动部分螺丝有无松动等；再次启动后，应检查振动、摆度及轴瓦温度。4.3.2.2轴承温度异常。4.3.2.2.1 现象：轴承温度不正常上升，温度表读数异常。4.3.2.2.2 处理措施如下：检查测温表及测温传感器引线是否接触不良或断线；检查各部有无漏油，油面、油色是否正常；检查轴承冷却水供给是否正常；检查机组振动、摆度有无增加、过大；检查轴承内部有无异响；若故障仍无法消除，应停机检查。4.3.2.3轴承冷却水中止。4.3.2.3.1 现象如下：水压表指示下降或为零，示流器无水；冷却水排水管出口无水；轴承温度指示上升。4.3.2.3.2 处理措施如下：检查进水管流量开关；检查取水口、水管、过滤器有无堵塞；若以上两项均正常，而轴承温度继续上升，应停机处理。DB21/T 3918.1202444.3.2.4轴承油面下降。4.3.2.4.1 现象如下：油面低于正常油位规定线；轴承温度上升。4.3.2.4.2 处理措施如下：检查有无漏油；如有漏油，修复漏油部位；注油至油位规定线。4.3.2.5导水叶剪断销折断。4.3.2.5.1 现象如下：剪断销折断，水力不平衡，机组产生异响；折断的导水叶开度异常；振动和摆度增大，轴承温度升高。4.3.2.5.2 处理措施如下：检查现场，视情况处理；故障无法消除，应停机或关主阀进行更换剪断销。4.3.2.6轴承冷却器破损漏水。4.3.2.6.1 现象如下：油槽油面上升；油槽油色混浊，油中含水；轴承温度升高。4.3.2.6.2 处理措施：立即停机。更换或修复冷却器，并进行 1.5 倍工作压力耐压试验。4.3.2.7机组振动、摆度超过允许值。4.3.2.7.1 现象：机组振动、摆度增大，超过规定值。4.3.2.7.2 处理措施如下：若因负荷不当引起，应避开该负荷运行；故障无法消除，应停机检查原因。4.3.2.8调速器压力油压力下降。4.3.2.8.1 现象如下：发出油压低信号；油压装置压力表、调速器控制系统压力表指示低于正常值。4.3.2.8.2 处理措施如下：将机组立即改为手动操作；检查压力装置有无漏油；检查油泵、进油管道有无堵塞；检查集油槽油量是否不足；如油压低于最低极限值，应立即停机处理。4.3.2.9调速器自动失灵。4.3.2.9.1 现象如下：调速器不能自动调节；接力器发生异常摆动，频率和负荷不稳定。DB21/T 3918.1202454.3.2.9.2 处理措施如下：应立即改为手动操作；检查各压力表的指示情况，判断故障原因；检查各切换阀是否在自动位置；检查调速器各部件是否有损坏或失灵；检查调速器系统油管路有无堵塞；如均无异常情况，可切回自动位置进行观察。4.4水轮机检修4.4.1水轮机检修一般分为定期检查、小修、大修和扩大性大修 4 类。4.4.2水轮机应定期检查。检查的基本内容为机组的外观清洁、油位、油质情况，机组振动和摆度的测定，运行时声响有无异常，各管道阀门是否渗漏，各表计指示是否正常。4.4.3小修一般每年进行 2 次（当年有大修计划的可进行 1 次），需停机检修。小修是不拆整机和复杂部件的局部性检修，为确保水轮机在大修周期内安全运行至下一次大修，对水轮机进行定期的检查、清扫、试验和修理，消除已发现的局部缺陷或更换个别部件，并为大修提供依据。4.4.4大修一般 5 年6 年进行 1 次,多泥沙电站 34 年 1 次。大修是根据检修规程对机组进行有计划的、彻底全面的检查和修理，全部或部分解体，进行更换、修理易损的主要部件，恢复水轮机设计性能与出力。结合大修对设备作技术性的改造。4.4.5扩大性大修一般 6 年8 年进行 1 次。扩大性大修是指吊出水轮机转轮，将机组全部分解、拆卸、检查，检修所有被损坏的零、部件，修复和改造个别部件。4.4.6水轮的机检修项目。4.4.6.1水轮机轴承检修项目如下：轴承间隙测定；止水装置及轴承解体清扫；轴瓦检查、清扫；轴瓦组合测量与加垫调整；轴颈清扫测量；合金轴瓦解体检查，清扫检查；检查轴瓦球面；油盆清扫，渗漏试验及检查，油泵分解检查；更换挡油圈、油环等零件；轴承箱、油过滤器清扫检查，油冷却器水压试验；更换止水装置、易损件。4.4.6.2导水机构检修项目如下：顶盖排水装置解体、检查、清扫；导水机构润滑部分加注黄油；导叶端部立面间隙测量及调整；导叶套筒拆装、检修、更换导叶止水装置；部分导叶气（磨）蚀损坏的修补；接力器分解检查，更换活塞环或型圈；锁定装置解体检查及动作试验；接力器压紧行程的测量与调整；DB21/T 3918.120246水斗式水轮机的控制机构、喷管挡水板平水栅、折向板等检查清扫；喷嘴配压阀分解检查、清扫、更换盘根，喷针、喷嘴修补及磨合；喷管水压试验，检查更换喷针杆及其导向瓦。4.4.6.3转轮及主轴检修项目如下：止水环间隙测量（或轴流转浆式转轮叶片与转轮室间隙）及转轮圆度测量；转轮及转轮室的气蚀、磨损、裂纹检查及修补；泄水锥固定情况检查，气蚀修补；轴流转浆式转轮叶片密封装置检修；转轮充油后叶片动作试验及密封装置漏油量测定；转轮室可卸段内部清扫及更换损坏零件。4.4.6.4蜗壳与尾水管检修项目如下：蜗壳及尾水管一般性检查；尾水管气蚀修补；检查钢管、伸缩节漏水情况及堵漏；空气阀、蜗壳排水阀、尾水排水阀的解体修理；补气十字架检查；测量表计管路清扫；更换引水钢管伸缩节止水盘根。4.4.6.5水轮机补气装置检修项目如下：真空破坏阀解体检查、清洗、试验调整；吸力真空阀（补气阀）解体、清扫、试验调整；更换真空破坏阀、吸力真空阀的零件。5发电机运行与检修5.1发电机日常管理5.1.1每台发电机应按厂内规定次序进行编号，并将序号明显地标明在发电机的外壳上，并与开关柜、配电盘和保护盘的编号相对应。5.1.2主机室和主控室应有灭火装置。5.1.3每台发电机应有下列技术档案。a)发电机安装、维护说明书和随设备供应的技术文件和产品图纸。b)安装、试验、交接和验收记录。c)历次大、小修和更新改造的记录及验收记录。d)预防性试验及继电保护校验报告。e)发电机各测量仪表的试验记录。f)有关发电机的运行、事故及处理记录。5.1.4每台发电机备品备件应配置合理，分类存放。线圈和绝缘材料等应存放在干燥且温暖的室内，以防潮气进入线圈而受潮，并应摆放整齐，以防变形。5.2发电机运行5.2.1发电机运行应满足下列要求。DB21/T 3918.120247a)发电机按照制造厂铭牌规定可长期连续运行。b)空气冷却的发电机，空气温度以 040为宜。空气应清洁、干燥、无腐蚀性。c)定子绕组、转子绕组和铁芯的最高允许温升及温度不应超出制造厂规定。d)输出功率不变时，电压的波动在额定值的5以内，最高不得超过额定值的10，此时励磁电流不得超过额定值。最低运行电压根据系统稳定要求确定，不宜低于额定值的 90，此时定子电流仍不应超过额定值的 105。e)频率波动不超过0.5Hz 时，可按额定容量运行。当低于 49.5Hz 时，转子电流不得超过额定值。对于孤立运行小电网，机组频率波动范围可适当放宽。f)不得缺相运行。在事故条件下允许短时过电流，定子绕组过电流倍数与相应的允许持续时间应按 GB/T 7894 相关规定执行，达到允许持续时间的过电流次数每年不应超过 2 次。g)在运行中应保证功率因数为 0.8 或其他设计值，不应超过迟相的 0.95；根据机组的进相能力在调度的要求下运行，转子电流及定子电流均不应高于允许值。h)制动装置应按本文件 4.2.5 规定执行。5.2.2发电机启动、并列、增荷和停机应符合下列条件。a)正常开停机操作在接到调度命令后，由值班长组织进行。b)备用中的发电机及其附属设备应处于完好状态，应能随时启动。c)机组大修或小修后，验收合格后方能投入运行。d)当发电机转速达额定转速的 50左右时，应检查集电环电刷振动、接触情况及机组各部件声响是否正常。e)当机组转速基本达到额定值后，应合上灭磁开关，励磁起励、升压。f)发电机在升压过程中应检查下列内容：三相定子电流应等于零，如定子回路有电流，应立即跳开灭磁开关，并停机检查定子回路是否短路，接地线是否拆除等；三相定子电压应平衡；发电机转子回路绝缘电阻应正常；在空载额定电压下，转子电压、电流不超过空载额定值；若超过，应立即停机检查励磁主回路故障。g)有下列情况之一者，不得并列合闸：同期表回转过快，不易控制时间；指针接近同期标线停止不动；指针有跳动现象；同期表失灵。h)发电机的解列停机操作应符合下列要求：接到停机命令后，应减少机组的有功负荷和无功负荷；当有功负荷和无功负荷均接近于零时，应跳开发电机断路器；对于可控硅励磁的发电机应进行逆变灭磁；拉开隔离开关；当准备较长时间停机时，应测量转子回路、定子回路绝缘电阻，并应做好记录。5.3发电机监视、维护与故障处理5.3.1发电机监视内容如下。DB21/T 3918.120248a)监视控制台、电气盘柜各表计的变动情况，应每小时记录 1 次。b)定子绕组、定子铁芯、空冷器出水、进出口风、轴承等温度应每小时记录 1 次。c)电气仪表读数应每小时记录 1 次，并应对转子的绝缘和定子三相电压平衡情况进行检查。d)监视发电机、励磁系统等转动部分的声响、振动、气味等，发现异常情况应及时处理。e)检查一次回路、二次回路各连接处有无发热、变色，电压、电流互感器有无异常声响，油断路器的油位、油色是否正常等。f)发电机及其附属设备应定期检查，每班至少进行 1 次。g)发电机应定期进行预防性试验，试验周期及项目应按 DL/T 596 的相关规定执行。5.3.2发电机的维护与故障处理。5.3.2.1发电机过负荷。5.3.2.1.1 现象如下：过负荷报警，发出信号；定子电流表指示超过允许值；定子和转子温度升高。5.3.2.1.2 处理措施如下：减少负荷；调整各机组间有功负荷或无功负荷的分配。5.3.2.2发电机温度异常。5.3.2.2.1 现象：定子线圈温度在 100以上及发电机出风温度过高。5.3.2.2.2 处理措施如下：检查温度装置；平衡各机组负荷或减少负荷；检查是否存在内部局部短路；排除通风受阻或短接现象。5.3.2.3电压互感器回路故障。5.3.2.3.1 现象如下：熔丝熔断，测三相电压不平衡；“高压电压互感器（YH）熔丝熔断”发信号。5.3.2.3.2 处理措施如下：检查二次回路熔丝；如处理二次熔丝不能消除故障，应停机处理。5.3.2.4发电机断路器自动跳闸。5.3.2.4.1 现象：断路器自动跳闸。5.3.2.4.2 处理措施如下：如发电机灭磁开关未跳开，应立即将其断开，以防过电压；将磁场变阻器电阻调至最大位置；查明断路器自动跳闸的原因并消除故障。5.3.2.5低压过流保护动作。5.3.2.5.1 现象如下：喇叭响（音箱报警）；操作盘、微机发出“发电机事故”指令；DB21/T 3918.120249各表计均无指示；低压过流信号。5.3.2.5.2 处理措施：如发电机断路器、主变断路器、线路断路器同时跳闸，则初步判断为线路事故，可将机组启动升压、维持空载位置（单机带厂用电），等待调度命令。5.3.2.6差动保护动作。5.3.2.6.1 现象如下：喇叭响（音箱报警）；保护盘、微机发出“发电机事故”指令；各表计均无指示；差动信号输出。5.3.2.6.2 处理措施如下：立即停机灭磁，检查掉牌指示、差动回路、继电保护动作是否正确；检查发电机有无内部绝缘击穿而引起的弧光、冒烟、着火等现象；检查差动保护范围内的设备有无短路、接地情况；用 1000V 或 2500V 摇表测量发电机相间、相对地的绝缘电阻；经检查未发现故障点，绝缘电阻良好，可从零起升压，零起压过程应注意有无异常，如有异常应立即停机；差动跳闸时，如未找出故障原因，不允许开机强送电。5.3.2.7过电压保护动作。5.3.2.7.1 现象如下：喇叭响（音箱报警）；保护盘发出“发电机事故”指令；跳闸后，各表计均无指示；过电压信号输出；断路器跳前电压瞬间升高。5.3.2.7.2 处理措施如下：查明过电压跳闸的原因；除特别严重的飞车事故，要检查机组绝缘外，可立即升压并列。复测避雷系统及各接地网的接地电阻，是否符合规范及设计要求。5.3.2.8发电机断路器误动作。5.3.2.8.1 现象如下：保护装置未动作；跳闸前，所有表计无事故情况表示。5.3.2.8.2 处理措施如下：立即调整发电机励磁及转速至空载位置；检查误动作原因，如为误碰或误操作，可开机并列系统运行；故障如未消除，可启动备用机组发电运行。5.3.2.9发电机的非同期并列。5.3.2.9.1 现象：被并发电机断路器合闸瞬间，定子电流突然增大，系统电压过低，发电机本体发出“吼”声，定子电流表剧烈摆动，即非同期并列。5.3.2.9.2 处理措施如下：DB21/T 3918.1202410应立即断开发电机断路器和灭磁开关，停机检查；测定发电机定子线圈的绝缘电阻；打开发电机端盖，检查发电机端部线圈有无变形。5.3.2.10发电机的振荡和失步。5.3.2.10.1 现象如下：定子电流表指针冲撞针档；定子电压表指针剧烈摆动，同时电压值降低；有功功率表指针全盘摆动；转子电流表指针在正常值附近摆动；发电机发出“呜”声。其“呜”声的变化与配电盘上仪表指针摆动的频率相对应。5.3.2.10.2 处理措施：应立即将发电机与系统解列。5.3.2.11在发电机跳闸时，如自动灭磁装置发生故障，应立即消除；自动灭磁装置故障未消除前，不允许发电机投入运行。5.3.2.12当发电机遇火情时，应立即采取下列措施：1)应操作紧急停机按钮，将发电机与系统解列、停机；2)采用干粉灭火器、二氧化碳式灭火器等进行灭火；3)检查发电机内部绝缘是否烧坏；4)为避免卧式机组由于一侧过热而造成主轴弯曲，在火情清除前，机组不应完全停转。5.4发电机检修5.4.1 发电机检修分类参照本文件 4.4.14.4.5 规定执行。5.4.2发电机的检修。5.4.2.1定子检修下列项目：检查定子机座、铁芯、铁芯上下两端及背部有无松动；检查径向千斤顶；定子端部及支持结构检查，齿压板修理；定子绕组及槽口部件检查，槽楔松动修理；挡风板、灭火装置检查修理；电气预防性试验；水内冷定子线棒反冲洗及水压试验；测温元件试验；齿压板更换；端部接头、垫块及绑线全面处理，支持环更换；定子合缝处理，定子椭圆度处理；线棒防晕处理；吊出转子检查处理槽楔，检查和清扫通风沟；线棒更换；铁芯重叠；定子改造。5.4.2.2转子和主轴检修下列项目：空气间隙测定；轮毂、轮臂焊缝检查，组合螺栓、轮臂大键检查；DB21/T 3918.1202411磁极、磁极键、磁极接头、阻尼环、转子风扇检查，高速发电机极间撑块检查；转子各部位（包括通风沟）清扫；制动环检查；滑环、炭刷装置引线检查、调整；电气预防性试验及轴电压测定；机组轴线调整（包括受油器操作油管）；转子下沉处理；转子大键修理；转子圆度及磁极标高测定调整；磁极线圈匝间绝缘处理；磁极线圈、引线或阻尼绕组更换；滑环车削或更换；转动部分找动平衡；处理制动环磨损；转子改造。5.4.2.3发电机轴承检修下列项目：推力轴承、轴承座及油槽检查；弹性油箱（垫）压缩值测量；轴瓦检查及修刮，水冷轴瓦通道除垢及水压试验；导轴瓦间隙测量、调整及导轴承各部检查；轴承绝缘检查；润滑油处理；冷却器检查和水压试验，油管道、水管道清扫和耐压试验；高压油顶起装置清扫检查；轴瓦更换；冷却器更换；推力瓦找水平及受力调整；推力头、卡环、镜板检修处理；推力轴承镜板研磨与冷却系统改造。5.4.2.4空气冷却器及其管路检修下列项目：清扫及水压试验；管系阀门检修及水压试验，保温层修补；更换冷却器铜管。5.4.2.5机架检修下列项目：机架各部清扫；机架组合面处理；机架中心水平调整。5.4.2.6制动装置检修下列项目：制动闸与制动环间隙测量与调整；制动闸板更换；制动器分解检修及耐压试验；DB21/T 3918.1202412制动系统油、气管路、阀门检修及压力试验；制动系统模拟试验；电气制动系统校验，开关检修；制动器更换或结构改造；制动系统改造；制动装置改造。6机组辅助设备运行与检修6.1油系统运行与检修6.1.1油系统用油一般分为两类，即绝缘油和透平油。绝缘油用于变压器和其它电气设备，透平油用于机械设备。6.1.2油系统由下列设备组成。a)储油设备，一般为储油罐，分运行油罐和净油罐。b)油净化设备，压力滤油机和真空滤油机等用于对劣化油的处理。c)齿轮油泵，用于接受新油和输送油。d)管道分为供油管路和回油管路。6.1.3油系统设备正常运行应符合下列条件。a)油系统设备、管路应按设计要求单独设立。b)油系统的储存量应满足系统中最大用油设备 110用油量的要求。c)油处理设备应布置在油室内，并应满足设计要求。d)消防设施应满足设计要求。6.1.4有下列情况之一者，油系统设备退出运行。a)油系统管路锈蚀或堵塞。b)消防设施不满足要求。6.1.5油系统设备的检修维护要求如下。a)油系统管路锈蚀或堵塞，应更换。b)油系统储存量少于系统中最大用油设备 110用油量时，应补足储备用油。c)应定期检查维护消防设施，清理油污。d)压力油管路应喷涂红色（方向指示应标为黄色），无压回油管路应喷涂黄色（方向指示应标为红色）。6.2压缩空气系统运行与检修6.2.1压缩空气系统分为高压气系统和低压气系统。6.2.2高压气系统主要由高压空压机、储气罐、气水分离器、管路、仪表等组成，其主要供气对象为调速器油压装置。6.2.3低压气系统主要由低压空压机、储气罐、气水分离器、管道、仪表等组成，其主要供气对象为机组停机时制动用气、机组调相运行时转轮室压水用气、止水围带用气和维护检修时风动工具及吹污清扫用气。DB21/T 3918.12024136.2.4气系统中设备运行应符合下列条件。a)不同压力等级的气系统分开布置，主用、备用的空压机应能相互自动切换。b)对于螺杆式空压机，应有一定的备品备件。c)储气罐(包括安全阀、排污阀)应检验合格、工作正常。d)油水分离器应检验合格、工作正常。6.2.5有下列情况之一者，气系统设备退出运行。a)空压机压力输出异常。b)储气罐漏气。c)储气罐排污口堵塞、安全阀故障。d)油水分离器无法正常工作。6.2.6气系统设备的检修维护要求如下。a)空压机压力输出异常时，可启用备用空压机，对故障设备进行检修。b)空压机及储气罐的安全阀应每年检验、鉴定 1 次。c)应经常检查储气罐有无漏气，检查记录空压机的启动次数；应适时打开储气罐排污口排污。d)气管路应喷涂白色(方向指示应标为蓝色)。6.3水系统运行与维护6.3.1水系统分为供水系统和排水系统。6.3.2供水系统设备运行应符合下列条件。a)供水系统流量、压力应满足要求。b)减压阀后压力应在设计值范围内。c)滤水器工作应正常。d)滤水器清污时，供水不应中断；供水系统沉沙、排沙设施应可靠运行。e)轴承润滑水、主轴密封用水的水质应满足设计要求。f)电磁阀或电动阀应正常动作，无卡阻。g)供水泵工作应正常，备用泵可随时启动。6.3.3有下列情况之一者，供水设备退出运行。a)减压阀阀后压力出现异常，或停水时阀后压力高于设计值。b)自动滤水器无法正常清污。c)电磁阀或电动阀出现卡阻。d)压力变送器无法正常使用。6.3.4供水系统设备的检修维护要求如下。a)减压阀阀后压力不稳定，检修后仍达不达标的应更换。b)滤水器堵塞严重，拆卸后应检修或更换滤芯。c)电磁阀卡阻应更换，或换成电动阀。d)压力变送器无法正常传送数据应更换。e)供水泵和电动机宜每年更换润滑油 1 次。f)供水泵锈蚀严重、故障频发应更换。g)供水管锈蚀严重应更换。h)供水管路应喷涂蓝色（方向指示应标为白色）。6.3.5排水系统设备运行应符合下列条件。DB21/T 3918.1202414a)排水系统管道应无泄漏。b)水泵启动运行正常，无异响。c)集水井水位测量装置工作正常。d)排水管路止回阀正常。6.3.6 有下列情况之一者，排水设备退出运行。a)排水泵严重故障。b)集水井液位信号器故障。c)示流信号器故障。6.3.7 排水系统设备的检修维护要求如下。a)排水泵和电动机轴承宜每年更换润滑油 1 次。b)排水泵工作异常应检修或更换。c)液位信号计有不正常显示应更换或修理。d)排水明管锈蚀严重应更换。e)排水管路应喷涂绿色（方向指示应标为白色），排污管应喷涂黑色（方向指示应标为蓝色）。