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。
水轮机的分类
水轮机按工作原理可分为冲击式水轮机和反击式水轮机 <两大类。冲击式水轮机的转轮 受到水流的冲击而旋转，工作过程中水流的压力不变，主要是动能的转换；反击式水轮机的转轮在水中受到水流的反作用力而旋转，工作过程中水流的压力能和动能均有改变，但主要是压力能的转换。
冲击式水轮机
冲击式水轮机按水流的流向可分为切击式(又称水斗式)和斜击式两类。斜击式水 轮机的结构与水斗式水轮机基本相同，只是射流方向有一个倾角，只用于小型机组。 理论分析证明，当水斗节圆处的圆周速度约为射流速度的一半时，效率最高。这种水轮机在负荷发生变化时，转轮的进水速度方向不变，加之这类水轮机都用于高水头电站，水头变化相对较小，速度变化不大，因而效率受负荷变化的影响较小，效率曲线 比较平缓，最高效率超过91%。
反击式水轮机
反击式水轮机可分为混流式、轴流式、斜流式和贯流式。在混流式水轮机中，水流径向进入导水机构，轴向流出转轮；在轴流式水轮机中，水流径向进入导叶，轴向进入和流出转轮；在斜流式水轮机中，水流径向进入导叶而以倾斜于主轴某一角度的方向流进转轮，或以倾斜于主轴的方向流进导叶和转轮；在贯流式水轮机 >中，水流沿轴向流进导叶和转轮。
轴流式、贯流式和斜流式水轮机按其结构还可分为定桨式和转桨式。定桨式的转轮叶片是固定的；转桨式的转轮叶片可以在运行中绕叶片轴转动，以适应水头和负荷的变化。
各种类型的反击式水轮机都设有进水装置，大、中型立轴反击式水轮机的进水装置一般由蜗壳、固定导叶和活动导叶组成。蜗壳的作用是把水流均匀分布到转轮周围。当水头在40米以下时，水轮机的蜗壳常用钢筋混凝土在现场浇注而成；水头高于40米时，则常采用拼焊或整铸的金属蜗壳。
在反击式水轮机中，水流充满整个转轮流道，全部叶片同时受到水流的作用，所以在同样的水头下，转轮直径小于冲击式水轮机。它们的最高效率也高于冲击式水轮机，但当负荷变化时，水轮机的效率受到不同程度的影响。 反击式水轮机都设有尾水管，其作用是：回收转轮出口处水流的动能；把水流排向下游；当转轮的安装位置高于下游水位时，将此位能转化为压力能予以回收。对于低水头大流量的水轮机，转轮的出口动能相对较大，尾水管的回收性能对水轮机的效率有显著影响。
轴流式水轮机
适用于较低水头的电站。在相同水头下，其比转数较混流式水轮机为高。
轴流定桨式水轮机>的叶片固定在转轮体上。一般安装高度在3-50m。，叶片安放角不能在运行中改变，结构简单，效率较低，适用于负荷变化小或可以用调整机组运行台数来适应负荷变化的电站。
轴流转桨式水轮机是奥地利工程师卡普兰 >在1920年发明的，故又称卡普兰水轮机。一般安装高度在3-80m。其转轮叶片一般由装在转轮体内的油压接力器操作，可按水头和负荷变化作相应转动，以保持活动导叶转角和叶片转角间的最优配合，从而提高平均效率，这类水轮机的最高效率有的已超过94%。典型例子就是葛洲坝的导叶和转轮间的水流基本上无变向流动，加上采用直锥形尾水管，排流不必在尾水管中转弯，所以效率高，过流能力大，比转数高，特别适用于水头为3～20米的低水头小型河床电站。 这种水轮机装在潮汐电站内还可以实现双向发电。这种水轮机有多种结构，使用最多的是灯泡式水轮机。
灯泡式机组的发电机装在水密的灯泡体内。其转轮既可以设计成定桨式，也可以设计成转桨式。其中又可以细分为贯流式和半贯流式。世界上最大的灯泡式水轮机(转桨式半贯流)装在美国的罗克岛第二电站，水头12.1米，转速为85.7转/分，转轮直径为7.4米，单机功率为54兆瓦，于1978年投入运行。
混流式水轮机
是世界上使用最广泛的一种水轮机，由美国工程师弗朗西斯 于1849年发明，故又称弗朗西斯水轮机。与轴流转桨式相比，其结构较简单，运行稳定，最高效率也比轴流式的高，但在水头和负荷变化大时，平均效率比轴流转桨式的低，这类水轮机的最高效率有的已超过95%。混流式水轮机适用的水头范围很宽，为5～700米，但采用最多的是40～300米。
混流式的转轮一般用低碳钢或低合金钢铸件，或者采用铸焊结构。为提高抗汽蚀 >和抗泥沙磨损性能，可在易气蚀 >部位堆焊不锈钢，或采用不锈钢叶片，有时也可整个转轮采用不锈钢。采用铸焊结构能降低成本，并使流道尺寸更精确，流道表面更光滑，有利于提高水轮机的效率，还可以分别用不同材料制造叶片、上冠和下环。典型例子是我国的刘家峡。
斜流式水轮机
是瑞士 工程师德里亚于1956年发明，故又称德里亚水轮机。其叶片倾斜的装在转轮体上，随着水头和负荷的变化，转轮体内的油压接力器操作叶片绕其轴线相应转动。它的最高效率稍低于混流式水轮机，但平均效率大大高于混流式水轮机；与轴流转桨水轮机相比，抗气蚀性能较好，飞逸转速>较低，适用于40～120米水头。
由于斜流式水轮机结构复杂、造价高，一般只在不宜使用混流式或轴流式水轮机，或不够理想时才采用。这种水轮机还可用作可逆式水泵水轮机。当它在水泵工况 启动时，转轮叶片可关闭成近于封闭的圆锥因而能减小电动机的启动负荷。
基本概念和发展史
水轮机是一种将水能转换为机械能的动力机械。在大多数情况下，将这种机械能通过发电机转换为电能，因此水轮机是为水能利用和发电服务的。
水是人类在生活和生产中能依赖的最重要的自然资源之一，我们的祖先很早以前就和洪水开展了斗争并学会了利用水能。公园前二千多年的大禹治水，至今还为人们所称颂。公元37年中国人发明了用水轮带动的鼓风设备-水排，公元260-270年中国人创造了水碾，公元220-300年间发明了用水轮带动的水磨，这些水力机械结构简单，制造容易。缺点是笨重、出力小、效率低。真正大规模地对水力资源合理开发和利用，是在近代工业发展和有关发电、航运等技术发展以后。
水利资源的综合开发和利用，是指通过修建水利枢纽工程来进行对河流水力资源在防洪、灌溉、航运、发电以及水产等发明的综合利用。
我国的水电发展设备事业也是在新中国成立以后才有了蓬勃发展，1975年我国还只能自行设计制造7.5万千瓦的新安江水电站，到现在我国已能自行设计制造单机容量70万千瓦的混流式水轮机发电机组及单机容量17万千瓦的轴流转桨式水轮发电机组。现在，我国的水力设备的设计、制造水平已达到世界先进水平。我国设计、制造的水力发电设备远销到美国、加拿大、菲律宾、土耳其、南斯拉夫、越南等国，受到了这些国家的欢迎。
五．水轮机常见事故、危险源分析
在水电安全管理工作中，机械设备安全管理占有极其重要地位，是安全管理的重要组成部分近年来，随着水利水电施工的不断发展和要求，机械化程度越来越高，机械的种类、数量在不断增加，设备安全管理力度也应增大。特别是工程施工中，机械伤人事故时有发生。机械事故也屡见不鲜，给企业和员工的财产造成巨大损失。
7 由于水轮机发电机组的结构比较复杂，有机械部分、电气部分以及油、气、水系统，它受系统和用户运行方式的影响，还受天气等自然条件影响。容易发生故障或者不正常运行状态。某一次故障可能是一种偶然情况，但对整个机组运行来说又是一种必然事件。运行人员应从思想、技术、组织等各个方面做好充分准备。
（1）运行人员平时应加强理论学习，尽可能掌握管辖设备的工作原理和运行性能。
（2）运行人员应熟悉各设备安装为止，各切换开关、切换片位置。
（3）运行班组应针对各种主要故障制定事故处理预案并落实到人。3
（4）运行现场应准备必要的安全防护用具及应急工具。
（5）运行人员应由临危不乱沉着应对的心理素质。
水轮机常见事故、危险源分析
1 机组过速
机组带负荷运行中突然甩负荷时，由于导叶不能瞬时关闭，在导叶关闭的过程中水轮机 的转速就可能增高20%~40%，甚至更高。当机组转速升高至某一定值（其整定值由机组的转动惯量而定，一般整定为140%额定转速）以上，则机组出现过速事故。由于转速的升高，机组转动部分离心力急剧增大，引起机组摆度与振动显著增大，甚至造成转动部分与固定部分的碰撞。所以应防止机组过速。
为了防止机组发生过速事故，目前多数电站是设置过速限制器、事故电磁阀或事故油泵，并装设水轮机主阀或快速闸门。这些装置都通过机组事故保护回路自动控制。
机组发生过速时的现象有
（1）机组噪音明显增大。
（2）发电机的负荷表指示为零，电压表指示升高（过电压保护可能动作）。
（3）“水力机械事故”光字牌亮，过速保护动作，出现事故停机现象。
（4）过速限制器动作，水轮机>主阀（或快速闸门）全开位置红灯熄灭（即正在关闭过程）若过速保护采用事故油泵，则事故油泵起动泵油，关闭导水叶。

2 机组的轴承事故
2.1巴氏合金轴承的温度升高
一般机组的推力、上导、下导等轴承和水轮机导轴承都采用巴氏合金轴承，故利用稀油进行润滑和冷却。当它们中的任一轴承温度升高至事故温度时，则轴承温度过高事故保护动作，进行紧急停机，以免烧坏轴瓦。
当轴承温度高于整定值时，机旁盘“水力机械事故”光字牌亮，轴承温度过高信号继电器掉牌，事故轴承的膨胀型温度计的黑针与红针重合或超过红针。在此以前，可能已出现过轴承温度升高的故障信号；或者可能出现过冷却水中断及冷却水压力降低、轴承油位降低等信号。
当发生以上现象时，首先应对测量仪表的指示进行校核与分析。例如将膨胀型温度计与电阻型温度计两者的读数进行核对，将轴承温度与轴承油温进行比较鉴别。并察看轴承油面和冷却水。若证明轴承温度并未升高，确属保护误动作，则可复归事故停机回路，启动机组空转，待进一步检查落实无问题后，便可并网发电。当确认轴承温度过高时，就必须查明实际原因，进行正确处理。
2.2水导轴承的润滑水中断
橡胶瓦水导轴承系用水进行润滑，这类轴承俗称水轴承。当水轴承润滑水中断时，其现象与上述油轴承相似，只是多显示一个“轴承润滑水中断”信号。
润滑水中断的原因与后果：由于水质不洁或有杂物，致使取水滤网或过滤器堵塞，造成水压降低；或自动供水阀门因某种原因误关；当用水泵供水时，由于机械或电气原因造成水泵供水中断。这些都会引起润滑水中断事故。当润滑水中断或水量减少时，会使轴领与轴瓦间润滑、冷却条件变坏，甚至发生干磨擦，导致轴承烧毁，此时水轮机失去了径向支承，造成振动和摆度急剧增大，有时会发生窜水现象，从而影响机组的正常运行。
2.3发电机温度过高
由发电机过负荷超过允许的时间范围；三相电流严重的不平衡；通风冷却系统故障；定子绕组局部短路或接地；定子铁心绝缘损坏，形成涡流损耗增大。等原因。造成定子绕组和定子铁心局部过热；电流表指示超限；过负荷保护动作；发电机温度超限发信号等。
设计措施：发电机超负荷运行，则迅速减少负荷；如定子三相电流不对称，则查明原因迅速消除；冷却水中断，应迅速停机；部分冷却器堵塞，应维持在低负荷运行，迅速排除故障。
2.4发电机着火
由于定子绕组匝间或相间短路；发电机长时间超负荷，温升超过允许值；雷击或过电压引起绝缘损坏；转动部分有部件损坏，刮伤定子绕组，引起短路；电容电流过大或时间过长；并列误操作等原因造成。
可采取如下措施：紧急停机；打开发电机消防用水阀门进行灭火；灭水过程中应关闭发电机冷、热风口，保持风洞密封，严禁用泡沫灭火器或砂子、石灰进行灭火
3发电机的异常运行
发电机在运行过程中，由于外界的影响和自身的原因，发电机的参数将发生变化，并可能超出正常运行允许的范围。短时间超过参数规定运行或超过规定运行参数不多虽然不会产生严重后果，但长期超过参数运行或者大范围超过运行参数就有可能引起严重的后果，危机及发电机的安全应该引起重视。
3.1发电机过负荷
现象如下：
发电机定子电流超过额定值；
（2）当定子电流超过额定值1.1倍时，发电机的过负荷保护将动作发出报警信号，警铃响，机旁发“发电机过负荷”信号，计算机有报警信号；
（3）发电机有功、无功负荷及转子电流超过额定值。
3.2发电机转子一点接地
发电机转子接地有一点接地和两点接地，转子接地还可分为瞬时接地、永久接地、断续接地等。发电机转子一点接地时，因一点接地不形成回路，故障点无电流通过，励磁系统仍能短时工作，但转子一点接地将改变转子正极对于地电压和负极对于地电压，可能引发转子两点接地故障；继而引起转子磁拉力不平衡，造成机组振动和引起转子发热。
现象如下：
警铃响，机旁发“转子一点接地”信号；计算机有报警信号。
表记指示无异常。
3.3转子回路两点接地
发电机转子两点接地时，由于形成回路，故障点有电流通过。
现象如下：
警铃响，机旁发“转子接地”信号，计算机有报警信号；
（2）转子电流异常增大，转子电压降低；
无功功率表指示降低，功率因数可能进相，有功负荷可能降低；
由于磁场不平衡，机组有剧烈振动声。
严重时，失磁保护有可能动作
3.4发电机温度过高
发电机在运行中，如果定子、转子或者铁心温度超过规定值，应该及时检查处理。
现象如下：
（  o( X* L  R9 T. b3 [1）上位机发对应“机组温度过高”信号。
（9 j, ~; n7 p5 o5 s1 h% [/ X2）发电机定子线圈、定子铁芯或冷、热风温度高于额定值。
3.5发电机转子回路断线
现象如下：
（1）警铃响，发“失磁保护动作”信号，计算机有报警信号；
（! E3 ^& 8  8 {0 K; |2）发电机转子电流表指针向零方向摆动，励磁电压升高；
（3）定子电流急剧降低，有功、无功降至零；
（4）如磁极断线，则风洞内冒烟，有焦臭味，并有很响的哧哧声。
3.6发电机定子接地
发电机定子接地是指发电机定子绕组回路或与定子绕组回路直接相连的一次系统发生的单相接地短路。定子接地分为瞬时接地、永久接地、断续接地等。
# a4 o/ b/ h4 A” v” Q现象如下：
（ n8 s& t- K, p# 1）警铃响，机旁发“定子接地”信号，计算机有报警信号；
(& k. l) B# D& W  t2）定子三相电压不平衡，定子接地电压表出现零序电压指示。

4水轮机叶片的磨损腐蚀
水轮机的磨蚀是在常年的运行过程中慢慢积累下来的。目前我们已经探明泥沙磨损、气蚀坏、耦合作用等是水轮机产生磨蚀的主要原因。
4.1泥沙磨损
河水中包含的泥沙会对水轮机的过流部件造成磨损破坏，这就是泥沙磨蚀。水流的含沙特性、过流部件的材质、水轮机的工作条件等都是导致该种磨损产生的主要因素。河水中不可避免的带有大量的沙质，水轮机在高速运行过程中，含沙水流会不断冲刷部件表面，会不断摩擦形成切削效果，特别是当部件的较弱或有缺陷的表面区域被坚硬、尖利的沙粒冲刷后，更容易对金属表层产生切削，日久天长、不断磨损。另外，由于水电站地理位置的不同，水轮机被磨损的程度也不一样。即使是同样的水轮机，如果在水质较清的河流或具有较大库容的水电站中使用，因河水中的泥沙较少，其受到的磨损程度也会轻微得多。从严格意义上来说，只要水流中含有沙粒，水轮机就会受到泥沙的磨损。此外，河流汛期是水轮机遭受泥沙磨损最严重的时期，因为汛期水流中的含沙度是最高的。
4.2气蚀磨损
气蚀磨损是指水轮机过流通道内流动的水体中由于水压过低，从而使水汽化产生的微小气泡在其形成、发展、溃灭过程中对水轮机过流部件所产生的物理化学侵蚀作用。气泡的形成溃灭过程是随着水流的连续不断高速流动，以很高的频率连续的进行。气泡在破裂的过程中所产生的冲击波其冲击速度达到100m/s~400m/s，冲击范围为1μm~25μm，压强达到100MPa~1 000MPa ；它伴随着微射流对水轮机过流部件的表面进行连续的冲击。这种冲击破坏的作用面积虽然小，但由于能量和密度高，所产生的冲击深度大且频繁，从而使过流部件表面出现麻点、针孔等，严重时甚至产生蜂窝或海绵状裂纹。
4.3耦合作用
4.3.1泥沙磨损与气蚀磨损的耦合
这两类破坏一般都会同时发生，并产生迭加效果。通常泥沙磨损是水轮机磨蚀的主要原因，而气蚀则会加快这种进度。泥沙磨损会造成过流部件表面形成局部凹坑或更加粗糙，而材料表面的粗糙和局部凹坑又会为气蚀的产生提供有利条件。在气蚀的作用下，过流部件表面会更加疏松、更易被泥沙磨损掉。这样在两者的同时作用下，水轮机表面材料抗疲劳度越来越降，从而产生耦合作用，两种破坏共同作用，加剧了水轮机的磨蚀。
4.3.2磨蚀与震动的耦合
很多时候，大家都忽视了震动对于磨蚀的促进作用。水轮机在高速运转时气泡会发生破裂，其留下的空间会受到剧烈的水流冲击，从而造成紊流的脉动引起水轮机的剧烈震动。受震动的影响及在惯性作用下，已经破坏的微气泡体积，在脱离叶片的瞬间，受到水流的冲击后会对水轮机过流部件加剧磨蚀。
4.3.3电化学作用与磨蚀的耦合
科研人员曾对水电站过机水流做了大量相关实验，通过物理指标检测，水中大量富含溶解氧，这是一种带电粒子。它会在合适的环境中析出，并且经过复杂的物理化学变化过程，转变为臭氧，从而对水轮机表面产生化学腐蚀。另外，气泡在破裂的时候，附带的能量会随之释放并对过流表面不断打击，从而在部件局部产生高温，最高可达300℃，材料局部受热后会与周围材料出现温差，产生热电偶，同时伴随气泡破裂的不断击打，在材料内部形成微电流并产生电解电离，导致电化腐蚀。在此过程中，水中含有的一些矿物质就会发生质变，使部件附近的水变为腐蚀性溶液，再次造成过流部件表面的化学腐蚀，使得磨蚀进一步加剧。

六．依据标准安全设计、预防事故的技术措施
1 机组过速
设计措施：
（1）在调速器的控制系统中加装事故配压阀；
（2）在机组进水口设置能动水关闭的快速闸门或蝴蝶阀或球阀；
（3）冲击式水轮机可装设偏流器防止机组过速，轴流式水轮机可通过增大叶片转角降低过速值；
（4）利用定子三相径外接附加电阻短路的电制动停机装置限制过速。
事故处理：
（1）当判明机组过速时，如保护拒动，则应手动紧急停机，同时关闭蝴蝶阀或球阀；
（2）检查事故配压阀是否则动作，若未动作，则应手动操作，使事故配压阀动作；
（3）对于未设置蝴蝶阀或球阀的机组，或关闭蝴蝶阀或球阀无效时，应立即操作进水口的快速闸门，切断水流；
（4）通过现象判明机组已过速时，应监视过速保护装置能否正常动作，若过速保护拒动或动作不正常，应手动紧急停机，同时关闭水轮机主阀（或快速闸门）；
（5）若在紧急停机过程中，因剪断销剪断或主配压阀卡住等引起机组过速，此时即使转速尚未达到过速保护动作的整定值，都应手动操作过速保护装置，使导水叶及主阀迅速关闭。对于没有设置水轮机主阀的机组，则应尽快关闭机组前的进水口闸门。
2 机组的轴承事故
2.1巴氏合金轴承的温度升高
设计措施：
（1）检查冷却水系统，必要时投入备用冷却水；
（2）检查润滑油系统，如过滤器堵塞则应切换或清扫，若油泵运行正常则切换至备用油泵；
（3）取油样化验，油劣化则应停机换油。
事故处理：
（1）润滑油减少：由于轴承油槽密封不良，或排油阀门关闭不严密，造成大量漏油或甩油，润滑油因减少而无法形成良好的油膜，致使轴承温度升高，此时应视具体情况，对密封不良处进行处理，并对轴承补注润滑油。
（2）油变质：轴承内的润滑油因使用时间较长，或油中有水份或其它酸性杂性，使油质劣化，影响润滑性能，这时应更换新油。尤其当轴承内大量进水（例如冷却器漏水等）时，使润滑及冷却的介质改变，直接影响轴承的润滑条件，会很快导致轴承烧毁，这时应立即停机处理渗水或漏水部位，并更换轴承油槽内的油。
（3）冷却水中断或冷却水压降低：冷却水管堵塞、阀门的阀瓣损坏、管道内进入空气等都会影响冷却器的过流量，使冷却器不能正常发挥作用，引起轴承油温升高，这时应立即投入机组备用冷却水，或将管道排气。若是冷却水压过低，应设法加大冷却水量，使轴承温度下降到正常值。
（4）主轴承摆度增大：当主轴摆度增大时，轴与轴瓦间的磨擦力增加，发热量增大，致使润滑条件变坏，不能形成良好的油膜，这时应设法减小机组摆度。例如改变机组有功及无功负荷，使机组在振动较小的负荷区域内运行，或者停机检查各导轴承间隙有否大的变化，检查各导轴瓦的推力螺栓有无松动。
2.2水导轴承的润滑水中断
设计措施
（1）当润滑水中断或水压降低时，首先应投入备用水源，然后清扫取水滤网及过滤器，或查找润滑水自动供水阀误关闭的原因，处理完成后仍恢复原供水系统

的正常供水。
（2）若轴承采用水泵供水时，当出现水泵停止供水或其出口水压下降而造成润滑水中断，应首先起动备用水泵供水，然后再查明水泵停止供水或其出口水压下降的原因，并做相应处理；
（3）当无法立即恢复供水时，为了不致造成事故扩大，应立即停机。
2.3发电机温度过高
设计措施：发电机超负荷运行，则迅速减少负荷；如定子三相电流不对称，则查明原因迅速消除；冷却水中断，应迅速停机；部分冷却器堵塞，应维持在低负荷运行，迅速排除故障。
2.4发电机着火
可采取如下措施：紧急停机；打开发电机消防用水阀门进行灭火；灭水过程中应关闭发电机冷、热风口，保持风洞密封，严禁用泡沫灭火器或砂子、石灰进行灭火
3发电机的异常运行
3.1发电机过负荷
设计措施
（1）注意监视电压、频率及电流大小，是否超过允许值；
（5 c’ n( f2 |3 F  f. X: U2）如电压或频率升高，应立即降低无功或有功负荷使定子电流降至额定值，如调整无效  
时应迅速查明原因，采取有效措施消除过负荷
（3）如电压、频率正常或降低时应首先用减小励磁电流的方法，消除过负荷，但不得使母线电压降至事故极限值以下，同时将情况报告值长；
（4 ]” @! T# y/ W* }- z5 k7 a2 c4）当母线电压已降到事故极限值，而发电机仍过负荷时，应根据过负荷多少，采取限负荷运行并联系调度起动备用机组等方法处理。
3.2发电机转子一点接地
设计措施
（1）检查转子一点接地信号能否复归，若能复归，则为瞬时接地，若不能复归，并且转子一点接地保护正常，则为永久接地；
（# F5 V” A2 i6 X! Q/ K& w2）利用转子电压表，测量转子正对地、负对地电压值；（如发现某极对地电压降至零，另一极对地电压升至全电压，说明确实发生一点接地。
（/ O7 m) G2 U/ q& P# y$ v3）检查励磁回路，判明接地性质和部位；
（% i; ^: w, y6 A6 X# o4）如系非金属性接地，应立即报告调度设法处理，同时作好停机准备；
（- A” # i% I” r5）如系金属性接地，应立即报告调度，启动备用机组，解列停机。
) v: N- D8 a: P!  ! w. V5 s3 S, U注意：通常来说，检查处理时间大致为2小时，否则应停机处理。
3.3转子回路两点接地
由于转子两点接地时，由于转子电流增大，可能使励磁回路设备损坏；若接地发生在转子绕组内部，则转子绕组过热；机组剧烈振动损坏设备，因此立即紧急停机，并报告调度。
3.4发电机温度过高
（1）若发电机的有功负荷或定子电流超过了额定值，则调整到额定范围内运行。
（” V8 J1 O$ G# H3 z! d2）若测温装置异常引起，则退出故障测点，并通知维护专业班组进行处理。
（3）若空冷器进、出水阀开度不够，则调节空冷器进、出水阀开度。
（4）若机组冷却水压不足，则检查供水泵，同时投入机组冷却备用水，调整水压至正常。
（5）若空冷器堵塞造成水路不通，则短时加压供水或倒换机组冷却水。
（- ]# X3 J8 b) f’ T  {6）若空冷器进出水阀阀芯脱落在关侧引起，转移机组负荷降低机组出力运行，控制冷、热风温度不致过高。
C’ `7 h) M( [7）在不影响全厂出力和系统的条件下，适当调整各机组的有、无功负荷分配。
5  2 Q5 U: P3 }6 c) W8）经采取以上措施无效，定子线圈、铁芯温度超过120℃，则应联系调度停机处理。
3.5发电机转子回路断线
（1）立即停机，检查FMK动作情况，并报告调度；
（; I t4 O& P1 W {2 C& `! X) H2）如有着火现象，应立即进行灭火。
3.6发电机定子接地
（1）检测、A、B、C三相对地电压；（真接地时，定子电压表指示接地相对地电压降低或等于零，非接地相对地电压升高，大于相电压小于线电压，且线电压仍平衡。假接地时，相对地电压不会升高，线电压不平衡。这是判断真、假接地关键）；
（2）经检查如系内部接地，报告调度，起动备用机组或转移负荷，尽快解列停机；
（3）经检查如系外部接地，应查明原因，报告调度，按调度的要求处理；
（4）在选择接地期间，应监视发电机接地电压，发现消弧线圈故障应立即停机。
4水轮机叶片的磨损腐蚀防护措施
水轮机产生磨蚀的原因涉及到多种因素，结合湘江流域自身水资源的具体环境因素，开展了多方面的研究及探索，并分析了该区域水轮机磨蚀的规律，总结出以下有效措施可进行水轮机磨蚀的防护。
3.1 涂层防护
水轮机过流部件表面涂层防护技术已经比较成熟，目前国内外常用于表面涂层防护的方法有环氧金刚砂涂层防护、聚氨酯涂层防护、抗磨焊条堆焊防护、碳化钨喷涂水轮机磨蚀防护。
3.1.1 环氧金刚砂涂层防护
环氧金刚砂分子结构紧密，该涂层可以有效减少或隔绝酸、碱等腐蚀性介质对基材的扩散渗透能力，且具有价格低廉、施工简易和抗磨性能好等特点，能对泥沙磨蚀的非空化区起到有效的保护作用。在70 年代三门峡水电站首次采用了该技术，使用此涂层实现了对水轮机叶片正面、固定导叶、中环等部位的保护；此后在多个水电站进行试验，结果表明该涂层对水轮机过流部件的非气蚀区有很好的保护作用。但对于严重气蚀区，该涂层的防护效果不够理想。
3.1.2 聚氨酯涂层防护
聚氨酯为有机高分子化合物，该涂层在抗气蚀磨损方面具有很好的效果。聚氨酯涂层可以吸收泥沙颗粒的冲击力，且具有耐磨、强度高、弹性大等特点。但涂层抗硬物冲击和割伤能力较差，一旦局部被划伤， 会造成大面积脱落，或因为粘接强度不够，往往机组运行时间不长涂层便大面积或整体脱落。目前，国内已经研制成功粘接强度达到30MPa 的聚氨酯涂层，现已在各大水电站推广使用。
3.1.3 抗磨焊条堆焊防护
在气蚀区堆焊，可以加强碳钢类过流部件的抗磨效果。焊条的筛选要结合抗磨损、抗气蚀及焊接工艺等多方面因素综合考虑，针对强气蚀区，推荐堆焊材料最好选用A132、0Cr13Ni4Mo、GB1 焊条，这3 种焊条的抗磨蚀性能排序为GB1>0Cr13Ni4Mo>A132。根据不同的气蚀强度，可在不同区域使用不同的堆焊材料，如叶片头部三角区、背部出水边和外缘区，采用抗磨性能优良的GB1 焊条，在一般气蚀区采用发烟少、焊接工艺好、价格低的0Cr13Ni4Mo 焊条或A132 焊条。
3.1.4 高速氧燃喷涂碳化钨防护
丙烷、丙稀和氧气利用超音速火焰喷涂枪，经过混合燃烧后，产生速度在1 500m/s 以上的高温气流，同时在喷嘴处它会将高压空气送入的碳化钨粉末粉末熔化，并且产生500m/s左右的高速射流，从而均匀地把熔化后的粉末喷涂在材料表面上，形成高密度的强化涂层。这种涂层虽然在抗气蚀、抗硬物冲击方面较弱，但对泥沙磨损具有很好的抵抗能力。在不受硬物撞击的非气蚀区，即使含沙量很高的河水中磨蚀率也会降低很多。碳化钨涂层是目前最为有效的表面防护方法，但需要专门的喷涂设备，成本较高。
3.2 优化水轮机设计
通过观察分析，流速高、脱流、旋涡等均会加大水轮机磨蚀。因此，在水轮机的设计以及制造工艺上，叶片的形状需符合水流流态，且作用在叶片上的压力必须分布均匀，另外采用抗磨蚀材料如不锈钢转轮，提高加工光洁度等，可使过流部件的抗磨能力进一步提高。为了确保叶片的叶型更加正确，可使用数控机床对叶片进行精加工，使叶片的流道误差减小且过流表面光滑，可以更好地保障过流部件的抗磨蚀能力。
3.3 减少过机泥沙
在早期的水电站建设过程中，我国有过不少的经验与教训，如在每年汛期时，水流中的泥沙特别多，水电站的排沙设施不到位，从而使过机泥沙对水轮机造成很大的磨蚀。因此，在进行水电站设计时就一定要考虑如何减少泥沙通过水轮机流道，如设置一定容量的沉沙池、排沙洞等设施；另外，采用蓄清排浑、洪水排沙、平水发电等方式，也可以较好地解决排沙与发电的关系。目前，我们已经通过多种技术手段有效地减少了过机泥沙含量，从而降低水轮机过流部件的磨蚀程度。

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