2020-2021年资料2019-2020年中小型水电站运行规程

青龙二级电站运行规程第一章主要设备技术参数一、水轮机技术参数(1#2#机) 型号：HLD46.WJ.71 功率:2658KW 水头：99米 转速:1000转/分 设计流量：3.15m³/s 逸速:转/分 出厂编号:240461和240462 生产日期:2005年5月 厂家：邵阳恒远资江水电设备有限公司二、发电机技术参数(1#2#机) 型号：SFW2500-6/1730 额定功率：2500KW 额定电压：6300V 额定电流：286.4A 额定功率因数：0.8 额定频率：50HZ 额定转速：1000r/min 飞逸转速：1800r/min 相数:3相 接法:Y 励磁电压：59.5V 励磁电流：331A 绝缘等级：B/F 质量:21800kg 出厂编号:24046—1和24046--2 出厂日期:2005年11月 厂家：邵阳恒远资江水电设备有限公司三、调速器技术参数(1#2#机) 型号:YWT--1000 压力:2.5MPa 工作容量:10000N.M 操作电压:DC220V 压力罐容积:0.18m3 出厂编号:05033和05032 出厂日期:2005年5月 厂家:天津市科音自控设备有限公司四、阀门电动装置技术参数(1#2#机) 型号规格:DZW350 出厂编号:800761和800760 输出转矩:3500N.M 电机功率:7.5KW 输出转速:24r/min 电压:380V 防护等级:IP65 电流:19A 工作制:短时10公钟 出厂日期:2005年5月 厂家:常州众得利电动成套阀门有限公司五、励磁调节器技术参数1、型号：SMER-D2、励磁电压响应时间：上升不大于0.08秒。下降不大于0.15秒。3、调压范围：20%～130%。4、调压精度：优于0.5%。5、频率特性：频率每变化1%，发电机端电压变化不大于额定值的0.25%.6、动态性能：零起升压：调节时间不大于5秒，超调量不大于15%，振荡次数不大于3次。10%阶跃响应：调节时间不大于5秒，超调量不大于阶跃量的50%，振荡次数不大于3次。甩额定无功负荷：调节时间不大于5秒，超调量小于15%，振荡次数不大于3次。7、调差系数整定范围：0～10%8、给定值调节速度：可编程，满足不大于1%每秒，不少于0.3每秒。9、起励：在约为空载励磁电流10%的起励电流下，能可靠起励。当残压满足自激条件时，也可残压起励。10、灭磁：（1）正常停机“灭磁”命令下，自动逆变灭磁。（2）非停机今下，转速降至35HZ以下时，自动逆变灭磁。11、可控硅控制角a分辨率：0.036度/码。12、控制计算调节速度：1次/周波。13、移相范围：半控桥0～160度，全控桥0～135度。14、参数显示容量：10单元。15、电参数显示精度：1%，采用百分制。厂家：福州力持自动化有限公司五、主变压器技术参数 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 代号:GB1094--1996型号:S9-6300/38.5额定容量:6300KVA额定频率:50赫兹电压组合:38500±2×2.5%V/6300V相数:3相联结组别:YD11阻抗电压:7.59%冷却方式:ONAN使用条件:户外绝缘水平:L1200AC85L160AC25产品代号:1.710.541器身重:7380kg油重:2450kg总重:12210kg厂家:浙江江山特种变压器有限公司制造2005年12月出品六、户外高压六氟化硫断路器技术参数型号:LW16-40.5出厂编号:05G0113制造年月:2005年12月额定电压:40.5KV额定操作顺序:O--0.3s--CO--180s--CO额定电流:1600A切合电流器电流:400A失步开断电流:6.3KA额定短路开断电流:25KA额定气压:0.60MPa闭锁气压:0.52MPa重量:660kgSF6气体重量:5kg配:CT10-A型操动机构配:LRG/LRGB电流互感器3/6只接头组合:K1……K2K1……K3K1……K4额定电流比:150/5/150/5200/5/200/5300/5/300/5准确级次:0.2/10P0.5/10P0.5/10P额定二次负载:15VA/15VA20VA/20VA20VA/20VA厂家:浙江开关厂有限公司七、厂用电变压器技术参数 分接位置 高压 电压(V) 电流(A) 1 6600 2 6300 9.16 3 6000 低压 电压(V) 电流(A) 400 144.3标准代号:GB1094--1996型号:S9-100/6.3额定容量:100KVA额定频率:50赫兹电压组合:6300±1×5%V/400V相数:3相联结组别:Y.YNO阻抗电压:3.85%冷却方式:ONAN使用条件:户外绝缘水平:L160AC25出厂序号:10010050702产品代号:1.710.3029器身重:335kg油重:105kg总重:530kg厂家:浙江江山特种变压器有限公司制造2005年12月出品八、励磁变压器技术参数(1#2#机) 分接位置 高压 电压(V) 电流(A) 1 2 6300 4.59 3 低压 电压(V) 电流(A) 105 285标准代号:GB/T6451--1999出厂序号:053660产品代号:1HB710053659型号:LZB--41额定频率:50赫兹额定容量:41KVA冷却方式:ONAN联结组别:Y/△--11相数:3相电压组合:6300±5%V/105V使用条件:户外阻抗电压:6%油重:100kg器身重:210kg总重:590kg中华人民共和国湘潭华生变压器厂2005年7月出品第二章微机监控及保护系统运行规程全厂采用HL2001微机综合自动化系统,按“无人值班,少人值守”进行总体设计和系统配置.本着安全、可靠、经济、实用的原则,电站的日常运行完全依托计算机系统实现.对电站的安全运行密切相关的部分监控设备采用双重设置,如:开、停机操作、断路器跳合闸、灭磁开关跳闸操作、蝶阀操作等重要部分的操作除微机监控操作外在现地单元LCU上应设置手动操作,温度及电参量应另设一套独立的监测系统.不设常规控制系统.一、系统网络方案本站综合自动化系统采用全开放的分层分布式结构,整个系统由主控层和现地单元LCU层组成,主控层和现地单元LCU层通过10/100M以太网形成网络.主控层由两台主控机组成,采用双机互为热备用方式工作.现地单元LCU层又由管理层和直接控制层两层构成.二、系统基本功能1、主控层主控层是全站的管理及控制核心,主控层设置两套工控机(1#、2#工作站),工作方式为:一主一备,互为热备用.主要用于电站运行的监控、操作、信息管理、系统的组态、维护、远动和优化控制,主备切换能无扰动地完成.正常运行时两套工控机系统均投入工作并接受和处理全部输入数据,但控制权由主用机执行,当主用机故障或退出运行时备用机自动转为主用工作状态,且切换过程无扰动.主控级作为电站的实时监控中心,包责全厂的自动化功能(AGC、AVC、EDC等)、历史数据处理(各种运行报表、重要设备的运行档案、各种运行参数特征值等)以及全厂的人机对话(全厂设备的运行监视、事故和故障报警.对运行设备的人工干预及监控系统各种参数的修改和设置等)、信息远传等任务.主控层还设置网络打印机1套.网络打印机完成打印报表的功能.2、现地单元LCU层现地单元LCU层又分为两层:一层为现地单元LCU管理层,另一层为LCU直接控制层.现地单元具有当地监控功能,可脱离上位机系统独立运行,各现地控制单元直接完成生产过程的实时数据采集、保护,单元设备状态的监视、调整、控制以及与上位机通信联络等功能.后台控制与现地控制二者之间既可通过上位机自动切换,也可在机旁手动切换.以手动优先、下层优先的方式,使运行操作人员能方便地在各控制层之间选定对设备的控制权.a、LCU管理层LCU管理层功能为接收由直接控制单元传来的运行状态及运行数据,对数据进行处理,并将处理的数据送到主控层;接收并执行由主控层发来的各种命令,实现对所属设备的自动控制.接收人为命令,根据人为命令或存入的运行 计划 项目进度计划表范例计划下载计划下载计划下载课程教学计划下载 ,自动控制所属设备的运行,同时对所采集并经处理的数据用于打印、显示及存储.b、LCU直接控制层直接控制层是系统的基础层，由各种不同的控制单元构成，各控制单元直接与电站二次设备联接。一个控制单元完成某一设备的监控或保护任务。控制单元的功能是采集电站各设备的运行数据及状态，向主控层传送所采集的数据，同时接受并执行主控层发出的各种操作命令，完成对电站设备运行的监视、控制及保护。直接控制层设有手动操作元件。3、系统组屏方案微机监控保护系统组屏方案：1#机组微机保护同期屏、1#机组顺序控制屏、2#机组微机保护同期屏、2#机组顺序控制屏及主变及公用设备和全厂油汽水系统辅助设备控制屏以及电池屏、直流屏共七个屏。为了保证每台机组工作的独立性和可靠性，要求每台机组单独设置了自动准同期装置和手动准同期装置。主变高压侧开设自动准同期控制，低压侧不设同期点但操作回路要求与高压侧开关相闭锁，确保操作可靠性。现地单元LCU层采用一体化工作站，每个LCU单独设置一套。（1）微机保护同期屏：每台机组设置一面微机保护同期屏，屏内装设发电机主保护一套和发电机后备保护一套。设置微机自动准同期和手动准同期各一套，完成机组同期。（2）机组顺控屏：每台机组设置一面机组顺控屏，屏内设一体化工控机一台，完成机组电气量、非电气量、开关量和电度量的数据采集、控制、屏幕监视、下层数字通讯、上层网络通讯等功能。屏内装设LCU装置一套，以及相应的开关、按钮、指示灯、仪表，完成机组的自动控制和监视。（3）主变线路保护公用屏：屏内设有一体化工作站一套，完成公用电气量、非电气量、开关量和电度量的数据采集、控制、屏幕监视、下层数字通讯、上层网络通讯等功能。屏内装设LCU装置一套完成公用设备和辅机的自动控制和监视。屏内装设主变主保护单元一套，后备保护单元一套，线路保护单元一套，厂用电管理单元一套。全电子电能表一只。（4）电池屏和直流屏：电池屏安装了十八只12V德国阳光牌蓄电池；直流屏安装三块HD22010-2充电模块和一台IVT-3000DB电源逆变器，完成对蓄电池的充电并向各控制回路和各控制屏提供直流或交流电源。三、发电机测控保护单元操作说明(LH-B02)1、控制保护单元上电后,正常批示灯闪烁即已进入监控保护状态,主菜单为:通过操作面板上的↑或↓键进行光标的上下移动，按键按下超过3秒仍没释放则此次按键操作无效.若同时按下两个或3个按键，则操作也无效。当光标棒处于“1、运行参数和状态”栏时，操作面板上的“确认”键即进入实时运行参数状态画面，舅下所示：F:频率；NO：表示本单元通讯站号。Ia，Ib，IC，Ua，Ub，Uc，P，Q分别为三相电流，电压和有、无功功率。I0，U0为零序电流和零序电压，“00：00：00”表示时间的时，分，秒。操作“取消”键则返回到上级主菜单画面。2、当显示画面处于主菜单画面，将光标棒移到“2、定值查询和修改”栏，操作面板上“确认”键，则进入定值查询和修改画面，如下图所：若查询定值只须操作面板上的↑或↓键，不需输入密码。定值查询完毕，操作“取消”键则返回到上级主菜单画面。若修改定值，则按操作面板上的“确认”键，液晶显示屏上“*”号全变为“0”，然后操作←或→键动光标，操作+或—键在相应位上输入密码数字，密码输入后操作“确认”，若密码正确即进入定值修改画面，显示如下：3、定值修改和输入密码值一样，操作←或→键移动光标位，然后操作+或—键在相应位上输入正确的数字即可。操作↑键，画面则翻到下一定值参数画面，如电压系数，I段过电流等，修改数值的操作同上。操作↓键则返回上一定值参数画面，第一个定值参数是作户密码，电流系数为第二个定值参数，最后定值参数画面是通讯站号画面。修改完定值后操作“确认”键即进入询问“需要保存吗”画面，再操作“确认”键即保存定值，控制保护单元复位返回主菜单。若操作“取消”键则返回主菜单而不修改定值。定值修改也可以在上位机上运行保护调试程序，利用RS485通讯直接修改控制控制保护单元定值，注意同一RS485网线上各保护单元通讯站号应不同。电流系数和电压系数用于校正微机采样计算值，采样计算值应等于实际电流和电压值，定值输入值均按十制数输入。4、当显示画面处于主菜单画面，将光标棒移到“3、控制命令”栏，操作“确认”键，即进入控制命令画面，显示如下：通过操作↑或↓键将光标棒移到“合闸”或“分闸”栏，然后操作“确认”键即执行合闸或分闸操作。分闸状态操作“分闸”无效，有故障操作“合闸”无效。5、当显示画面处于主菜单画面，将光标棒移到“4、事故和故障记录”栏，操作“确认”键即进入事故和故障记录画面，有事故和故障发生则显示，无事故和故障发生则显示空白。例如有3条事故和故障记录，则显示如下：其中第二条记录表示事故类型为GL（过流Ⅱ段），时间为10月8日14时2分45秒，动作时最大电为4.8A，最小电压45.2v。此3条记录为最新3条事故和故障记录。操作“取消”键则返回主菜单。控制保护单元掉电后，最新3条事故和故障记录在案不会丢失，重新上电后可查看。当事故和故障出现时微机自动跳到事故和故障显示画面，以提示用户查看，操作“取消”键则返回主菜单。6、当显示画面处于主菜单，将光标棒移到“5、装置信息”栏，操作“确认”键即进入装置信息画面，显示如下：此信息说明本保护控制单元类型为LH-B02，软件版本号为2.01，当前日期和时间为2001年10月23日，星期五，10时45分58秒。若在此画面操作“确认”键即起家入时钟修改，通过操作←、→、↑、↓键移动光标，+、-键修改数值，在年、月、日、星期、时、分、秒上输入正确的时钟值，然后再操作“确认”键即刷新时钟，若操作“取消”键则返回不修改。7、在非参数修改画面下，操作“复归”键则微机复位。第三章发电机运行规程第一节运行规定每台发电机均应按其本站的顺序编号,并将序号明显地标明在发电机外壳上,发电机的附属设备应有相应的编号.发电机按照部颁各有关规程的规定所装设的继电保护及自动装置机构、原理更改,均应有正式批准的方案和图纸.在发电机的监视测量仪表上标出运行额定的红线.每台发电机均应建立档案及运行备品,其主要内容有:运行维护所必须的备品发电机安装维护使用说明书和随机供应的图纸发电机安装、检查和交接试验的各种记录发电机运行、检修、试验和停机的记录<包括技术文件>发电机缺陷和事故的记录发电机及附属设备的定期预防性试验分析记录现场运行规程第二节发电机的正常运行方式发电机正常运行，其各表计都应在额定值范围，不得超过。发电机安装和大修后，经满负荷，试运行72小时未发现异常情况，即可交付运行人员按规定长期运行。发电机额定电压为6.3kv，允许变动范围为±5%即6.0-6.6kv,最高运主电压不得大于6.93KV,定子电流不得大于额定值的105%，即290A，频率为50HZ。单机带厂用电运行，允许变动范围48-52HZ。发电机功率因数不低于0.8（滞后），允许用提高功率数的方法把水轮发电机的有功功率提高到额定视在功率。发电机最佳负荷为2500KW，允许超过5%额定值运行。发电机经烘干干燥后,其绝缘电阻在实际冷态下不低于下列数值:定子绕组20兆欧;转子励磁绕阻1.5兆欧.第三节机组启动前检查一﹑水机启动前检查1、有关设备的各部接头及盘后各有关接线应接触良好,无松动、脱焊、掉线及绝缘损坏等现象.2、继电保护、自动化和励磁盘各有关插件插入并接触良好.3、有关继电保护、自动化回路完好,信号继电器已复归,有关压板在规定位置上,控制屏(台)各有关表计及信号灯完好指示正确.4、集电环、碳刷引线周围应整洁,无碳粉集存,碳刷在刷架内应能上下移动自如,不能偏转且碳刷与集电环接触紧密良好.碳刷引线与机壳或不同极性的碳刷之间无相碰现象.灭磁开关完好且确已断开,触头无烧灼痕迹.可控硅励磁装置检查及操作按规定项目进行.5、励磁变压器清洁,无漏油且油位正常;瓷瓶光滑无裂纹,高压熔丝外部完好无损.6、发电机的真空断路器在分闸位;隔离刀闸分合灵活;电压互感器、电流互感器外部清洁,无可疑痕迹,接地良好;高压熔断器外部完好无损;开关柜各支持瓷瓶清洁,无裂纹、联锁装置完好,分合闸指示下确.厂用电源及直流电源正常;操作回路、控制回路、保护回路、熔断器完好,并恢复各回路正常供电,直流系统无失地现象.查工作票是否消除，检修人员全部撤离现场。调速器油压正常，油泵起动正常。查剪断销是否有剪断，更换剪断销应关闭主阀。冷却水压力正常;进水闸阀全开。各导轴承油位、油色正常。二、电气启动前检查机组停机超过72小时，应测量定、转子绝缘电阻，定子绝缘用2500V摇表测量，测量值应大于6.3兆欧。查该机安全措施情况，该机组一切工作票应全部收回，各短路接地线、标示牌均应拆除，检修人员退出，场地清洁。检查该机组是否有其它故障。检查机组真空开关，灭磁开关在断开位置，隔离刀闸在合闸位置，励磁风机电源开。检查该机组开关、刀闸、灭磁开关动作正确，跳合闸指示正确。查该机组保护控制电源投入、保护连接片全部投入，机组自动化控制电源投入，连接片全部投入、励磁控制保护电源投入，调速器油压投入。查励磁装置外部接线完好，可控硅元件，快熔均无损坏，励磁变接头接线完好，无变色松动现象。如有发现设备缺陷，值班人员应及时报告上级领导并做好设备缺陷登记记录，经查明原因，并消除缺陷后方可开机运行。第四节机组启动及停止操作一、自动开机（以1#机为例） 1、查1＃机旁通阀在全关位置。 2、查1＃机闸阀在全关位置，切换开关在联动位置，工作电源全部投入。 3、查1＃机总冷却水闸阀在全关位置，工作电源投入。 4、查1＃机上导、下导的冷却水进出口闸阀已打开。 5、查1＃机制动器确已复归，制动油压正常。 6、查1＃机调速器工作电源确已投入，锁定退出，油压正常。 7、查1＃机励磁调节器，励磁风机，励磁盘工作电源投入。 8、查1＃机断路器上、下隔离刀闸确已投入，开关在已储能状态。 9、查1＃机LCU屏、综合屏的操作电源、控制电源确已投入。 10、查1＃机同期开关在自动位置，自动准同期单元投入。 11、发1#机开机令。 12、查1#旁通阀确已打开。 13、查1#蝶阀确已在全开位置。 14、查1#总冷却水阀门确已全开。 15、开导叶在空载位置。 16、查1#机组灭磁开关确已合上。 17、查1#机组确已建压。 18、合(601)开关。 19、将1#机组负荷带到额定值。 二、自动停机（以1#机为例） 1、发1#机停机令。 2、自动减1#机有功、无功至空载。 3、自动跳1#机断路器。 4、自动关导叶至全关位置。 5、转速下降至35%额定转速自动刹车，当转速<5%自动复归。 6、关闭1#机总冷却水闸阀。 7、将1#机调速器锁定投入，并将电源切除。 8、将1＃机励磁调节器，励磁风机，励磁盘工作电源切除。三、手动开机（以1#机为例） 1、查1#机组无故障信号。 2、查1＃机旁通阀在全关位置。 3、查1＃机前导、后导的冷却水进出口闸阀已打开。 4、查1＃机调速器工作电源确已投入，锁定退出，油压正常。 5、查1＃机励磁调节器，励磁风机，励磁盘工作电源投入。 6、查1#机组制动闸确已落下，制动油压正常。 7、查1＃机断路器手车确已推入，开关在已储能状态。 8、查1＃机LCU屏、综合屏的操作电源、控制电源确已投入。 9、查1#机组LCU屏近、远控切换开关在现地位置，并在开环状态。 10、开1#机组旁通阀。 11、待蜗壳充满水，开1#机组蝶阀至全开位置。 12、开1#机组总冷却水闸阀至全开位置。 13、开1#机组各导轴瓦的进出口闸阀。 14、开1#机组导叶至空载位置。 15、当机组到额定转速时，合上灭磁开关，并以额定电压起励。 16、把1#机组同期选择开关切到手动。 17、待机组同期灯亮，合上（601）开关。 18、手动增有功、无功至额定值。四、手动停机（以1#机为例） 1、将1#机近远控切换开关切到现地。 2、将1#机组负荷减至空载。 3、跳1#（601）机断路器 4、查1#机断路器确已断开，位置指示灯正确。 5、跳1#机组灭磁开关。 6、查1#机组灭磁开关确已断开。 7、将1#机导叶全关。 8、当转速下降到35%的额定转速时，对机组进行刹车。 9、待机组转速为零时刹车复归。 10、把调速器锁定投入，断开调速器的工作电源，关闭总油阀。 11、断开励磁调节器、励磁风机、励磁盘的工作电源。 12、关闭1#机各导轴瓦冷却水的闸阀。 第五节机组的升压、并列操作发电机启动正常后,升压前值长应与各值班员联系好,由值长下达升压、并列命令,操作顺序按<操作作票>制度执行.在升压过程中应注意:发电机三相定子电流应为零,如果定子回路有电流,应中止操作票执行,并立即跳开灭磁开关,停机检查.查明原因并予以消除.升压过程中应防止空载过电压,当发电机电压升至额定值时,应检查励磁电流是否与平常空载相符(197A).否则应查明原因并予以消除.电站的并列方式为为自动准同期和手动准同期并列.值长应视具体情况正确选择并列方式.自动准同期并列时,如果自动准同期装置不能及时调整机组在同期条件下时,可用手动帮助调整.手动准同期并列操作时,必须注意以下两点:当整步表指针很快地转向中心线或来回摇动和指针没有转动便停留在中心线不动时,均不允许合闸.应在整步表指针慢慢地转向中心线且稍提前一定角度发出断路器的合闸指令.第六节机组的解列操作在正常情况下,机组解列、停机必须接到调度 通知 关于发布提成方案的通知关于xx通知关于成立公司筹建组的通知关于红头文件的使用公开通知关于计发全勤奖的通知 或与调度联系取得同意后,由值长统一指挥,各值班人员将机组有功负荷、无功负荷缓慢减至零,然后断开发电机的真空断路器,断开灭磁开关.解列、停机具体操作按操作作票规定执行.对于开停机频繁的机组一般情况下允许处于热备用状态.当停机时间超过48小时或检修时,应将机组隔离开关断开,使机组处于冷备用状态或检修.在减负荷过程中,应相应调整运行机组负荷,保持系统电压、频率在正常值范围内.停机后的工作对一次设备进行全面系统的检查,并将情况详细记录在运行日记上,发现缺陷还应在缺陷记录薄上进行记录.停机检修或长时间停止转运的机组,应测量定子回路和励磁回路绝缘电阻,并进行记录.检查灭磁开关接触部分,如有过热和烧伤应及时消除.对碳刷、集电环上的污垢和积粉进行清扫.第八节机组运行监视一、发电机运行监视1、检查发电机运行是否正常，发电机各导油盆油位是否过高（或过低）。2、发电机中性点、电流互感器、电压互感器、电缆、母线铝排等连接处是否良好，有无破损、发热、变色等现象。3、检查发电机转子滑环炭刷工作情况，炭刷有无冒火花、跳动、卡住、过短等现象。4、检查真空开关气压是否正常，变压器油位油色是否正常，有无渗漏现象，瓷瓶套管有无破裂，变压器有无异常声响，接头有无发热闪洛现象。5、在无雷电时，检查避雷器、瓷瓶、放电记数器是否清洁、无裂纹、放电闪洛现象，放电记数器完好，各接地连接部分完好，无发热烧伤痕迹。6、检查中发现异常现象应立即报告值班长，由班值长做好记录,无法处理则应报告上级领导，通知有关人员处理。二、水轮机运行监视推力轴承、前导轴承、后导轴承振动声响正常，瓦温小于60℃，报警为65℃，事故停机为70℃.油盆油温比瓦温低5℃左右。各导轴承油槽油位在油标两红线之间。蜗壳进水压力为10kg/cm²，小于此值时，说明进水口拦污栅有堵塞或水量不足。机组过速值为130%，此时应紧急停机，关闭机组导叶，如遇调速器失灵，应快速关闭主阀，以免造成飞车。制动油压为25kg/cm²，最低18kg/cm²，制动转速为额定转速的35%，为了防止推力瓦油膜破坏，应尽量减少低速运行，如遇机组剪断销剪断，卡死，应快速关闭主阀，并向值班长汇报。第九节、机组的巡视检查一、发电机正常巡视检查项目1．发电机励磁系统，如可控桥、复励桥电流分配，各开关及接头的接触发热情况，可控硅散热以及快速熔断器、风机动作情况。2．机组各部分温度、响声、振动是否正常，冷却空气进出口温度、冷却水压有无超过规定值或异常，冷却器有无漏水及堵塞。3．机旁盘、控制系统的表计指示及保护、控制位置信号指示情况与实际是否相符。4．机组定、转子引出线接头有无异常或过热征兆。二、、滑环巡视检查应包括下列各点：1．碳刷与集电环接触应良好；碳刷不应冒火花，但可允许有极小部位有微弱的兰色圆球状小火星，但火花不超过1．5级式微弱的兰色小火星。2．碳刷上的压力适当0．02～0．025Mpa；(保持不冒火花的最小压力)，碳刷在框内应能自由出入，无摇动、摇摆或卡住的情况。3．碳刷边缘应无缺损、剥落现象；4．碳刷连接软线应完整、接触紧密良好、无发热、碰机壳现象；5．碳刷的磨损相当多时，应换新电刷，新电刷型号必须与原来电刷相同，同一极性上所有电刷应一起更换。机组在运行中不得更换电刷，如需更换必须停机。6．刷框和刷架及集电环上应无碳刷粉末，如有应在停机后由值班人员用工业酒精或工业汽油及干净的白布进行擦拭。7．当发电机出现“转子一点接地”故障时及有可能因碳刷粉末粘附至转子当中，各值应按f进行处理，再用压缩空气进行吹扫，若故障不能排除应停机，使用500V摇表进行绝缘测量，测出接地点排除故障，避免故障的扩大。8．若整流子或滑环上有较大的火花产生，可用“0”号沙纸或细锉打磨集电环，并压紧刷架。9.机组停机10天以上，在起动前应测量定子回路和转子回路的绝缘电阻(分别使用2500V及500V摇表)，若绝缘电阻不符合规定(即定子回路吸收比≥1．3，转子回路绝缘电阻≥O．5MΩ)若绝缘电阻不符合规定，可判断是由于受潮引起。可通过加入直流电流法(使用直流电焊机)外用卤钨灯分点烘干，并保持环境干燥，或通过机组空载运行来提高绝缘电阻。三、发电机的不正常运行及其事故处理1、当运行中的发电机发生不正常运行时各值应加强对设备的监视和巡回检查，特别是发电机的温度和电流。2、在事故情况下，允许发电机短时间过负荷运行。其过负荷允许时间如下： If/Ied 1.1 1.12 1.15 1.20 1.25 1.5 发电机电流（A） 315 320 329 344 358 430 允许时间（分钟） 60 30 15 6 5 2If为过负荷电流，Ied为发电机的额定电流。3、当发电机的定子电流超过允许值时，(即286.4A)运行人员应查看发电机的无功功率和电压。并注意电流超过允许值的时间。用降低励磁电流的方法，即减少无功功率来降低发电机定子电流的允许值范围内。但不得使功率因素过高或电压过低(5．5KV)。如果采用降低励磁电流不能满足要求时则可以与调度联系降低有功负荷。第十节发电机的事故处理一、事故处理的基本原则：1．尽量限制事故扩大，解除对人身和设备的危害，各值人员按照班组安排，统一由值长领导服从值长分配，处理事故时，值班人员应迅速．沉着．果断，不要惊慌失措，尽力保证设备的正常运行。2．厂用电是电站正常生产的先决条件，运行人员应力求尽快恢复厂用电源。一般在事故发生后，由赤坑电站提供本站紧急厂用电源。若不能在短时间内送电，本站应开启机组自带厂用电。3．凡危及人身伤亡和重要设备损坏，可以不需要 请示 关于预备党员转正的请示关于招聘人员的请示增加职数的请示复产请示文档专项资金请示 值班调度员或站领导同意后，采取紧急事故处理，事故处理后，再将有关情况进行汇报。4．事故处理后，再恢复送电过程中，值班人员应按《操作票制度》执行。同时应对设备进行详细的巡回检查。5．事故处理，恢复送电后，在汇报事故的过程应做到详细．准确，并做好事故记录工作。值长及分管领导应及时组织有关人员进行事故分析．总结。提高运行水平和反事故处理能力，积累经验。二．在交接班时发生事故，而交接手续未办理结束时，应暂停交接，由交班人员负责事故处理。接班人员若要参与处理事故，须经双方值长允许后，协助事故处理，待恢复正常时，方可继续进行交接班。若事故不能及时处理，在接班者允许下，双方对事故进行认真交接，并在办理交接班手续后，交班者方可离开现场，由接班者继续处理。三．事故发生后，值班人员必须依据下列顺序消除事故：1．根据各表计指示及信号，音响指示和设备外部征象正确．迅速判断故障的性质．地点和范围。2．危及人身和设备安全时，应立即解除，必要时可停止设备运行，对所有未受损坏设备，应保持正常运行。3．经分析判明故障类型后，值班人员应尽可能地恢复正常，若因备品不足等原因一时不能处理，应尽快向领导汇报，便于及时安排采购．处理。4．值班人员应将事故情况．处理结果．结论详细记录在运行日志等有关记录上，并真实．准确地向领导汇报。5．事故处理后，所在班组应及时召开事故分析会，总结处理经验，提高处理事故的能力。同时站部对处理结果进行评定。（一）发电机发生剧烈振荡或失去同期现象：a．定子电流表指针剧烈来回摆动，偏大于正常值；b．定子电压表指针剧烈摆动，较通常是电压降低；c．有功功率．无功功率表在表盘整个刻度上全盘摆动：d．转子电流(励磁电流)表指针在正常值附近摆动；e．发电机发出鸣叫声．回叫声的变化与仪表指针的摆动频率相对值。继电器接点频繁接通．断开。f．其他并列运行的发电机的仪表也有相应的摆动，但摆动幅度较小。原因：a．发电机系统联系的阻抗突然增加，电网中功率突然发生严重不平衡，电压降低。b．发电机定子电流突然超过额定值或与发电机及系统相联系的某一开关突然跳闸(如雷击跳闸)。c．可控硅自励或静止励磁装置失控或调速器失灵等。处理：a．增加发电机励磁电流来创造恢复同期的有利条件，并适当降低发电机的有功负荷，使发电机定子电流不超过额定值。b．若两站的两台机组都发生振荡，值班人员应及时增加每台机组的励磁电流。在无法恢复的情况下2分钟后将振荡发电机与主变及系统解列。（二）当系统内或其他并列运行的发电机发生事故，引起电压下降，发电机的励磁增加到最大值时，在1分钟内值班人员不得干涉励磁，1分钟后调整励磁电流以减少发电机的定子和转子电流到正常运行所允许的数值。（三）在发电机真空开关以外发生长时间的短路，且定子电流表的指针指向最大，而电压剧烈降低时，如果机组保护装置拒绝动作，值班人员应立即用手动把发电机解列。（四）发电机真空开关自动跳闸发生跳闸事故时，值班人员应立即检查灭磁开关是否跳开，如果未跳开就应立即手动跳开，对继电保护装置进行检查，作好记录，并对发电机与所连接的设备进行全面检查。根据当时音响信号、微机系统提示信号、以及继电保护装置的信号、保护动作信号及其他现象，进行综合判断故障类型，按不同故障进行下列分别处理。a．由于误动、误碰或保护装置误动作引起跳闸则应立即将发电机并网送电。b．差动保护动作引起跳闸现象：发电机各表计发生重大冲击，定子电流表、电压表、有功表、励磁电流表均指示为零，励磁电压上升，事故光字牌亮，事故嗽叭响，发电机主开关跳闸。原因：发电机定子线圈相间短路，匝间短路，电力电缆存在虫害短路，以及相关的电气设备故障，接线松脱。处理：应立即对保护区域的电气设备作全面详细的外部检查，无明显故障时(冒烟．着火．焦味和响声)，可进行绝缘电阻测量(使用摇表测量)以判明发电机有无损坏。此时，应同时对动作的保护装置进行检查，如果检查结果并未发生故障，则发电机可以最低起升压，升压过程中如发现有不正常情况，应立即切断灭磁开关停机，以便详细检查并清除故障。如升压时并未发现不正常情况，则发电机可并网运行。c．复合电压过电流保护引起跳闸现象：各表计在重大冲击跳闸后降为“0”，事故喇叭响，微机提示复合电压过电流保护动作。原因：系统突增负荷引起。低电压无功突增，系统线路短路(包括雷击)，6.3KV母线发生短路等等。处理：若发电机断路器跳闸，同时主变断路器601开关，线路断路器301开关同时因过流跳闸，则说明是线路短路引起的，值班人员不需检查发电机。并与调度联系，待故障排除后可恢复并网送电。若发现发电机外部有明显的故障点，则无需检查发电机内部，外部故障点切除后，即可起动机组并网运行。d．过电压保护动作引起跳闸现象：频率表突然上升，定子电压表指示急速增加摆动，转子电压、电流表指示上升，照明灯发出强光。事故光字牌亮，喇叭响，信号继电器动作。原因：发电机满负荷时，因主变或线路及系统开关事故跳闸，造成突然甩负荷过速，升压操作不当，调速器失灵等。处理：若是线路跳闸，甩负荷所致，无须停机检查，发电机可升压并网运行，若系调速器等设备故障，则应处理正常后才可并网运行。e．励磁消失保护动作引起跳闸现象：机组无冲击跳闸，转子电压升高，转子电流为“0”，事故喇叭响，若发电机开关未跳闸则定子电流升至最大值。原因：灭磁开关发生故障，误操作误碰跳闸，继电器保护联动跳闸，励磁调节器故障。处理：检查励磁开关，操作回路有无接地故障，有则设法消除，查问有无人误碰或误操作。励磁开关回路有故障，在未消除前不准并网运行，继电保护联动跳闸，可不进行检查，直接升压并网运行。（五）发电机着火现象：当发电机着火时，从定子端盖等处冒出明显的烟气，火星或有绝缘烧焦的气味，发电机温度明显升高。原因：a．发电机定子绕组击穿引起单相接地，接地产生的电流作用，引起绝缘物燃烧。b．单相接地引起其它两相电压升高，绝缘击穿造成相间短路起火。c．线圈接头焊接质量不良导致局部过热，引起绝缘烧焦而起火。d．误操作引起，发电机转动部分和固定部分摩擦引起等。处理：a．值班人员应立即将发电机解列，断开灭磁开关。b．检查发电机的真空断路器和灭磁开关确已断开后，发电机电压为零时，立即打开消防水管向机内喷水，使用1211灭火器，直到火灾完全消灭为止，严禁使用泡沫灭火器．干粉灭火器或沙子灭火．以防沙粒掉入发电机内。c．值班人员还应立即在拉闸后维持水轮机保持在额定转速的30％(即300r/min)，待机组冷却后，将机组完全停下，可避免由于一侧过热在重力作用下造成主轴弯曲变形。（六）发电机失磁现象：a．在并网时励磁电流突然降至“0”或接近于“0”。b．并网运行时，故障机组励磁电压降低，有功、无功表指示降低，定子电流升高。c．故障机组将产生振动。原因：由于灭磁开关受振动．误碰或失磁保护动作跳闸，转子回路断线、励磁装置故障等。处理：a．若判断为失磁保护动作跳闸时，应立即将发电机从电网解列，查明原因进行处理。b．若灭磁开关自动跳闸而发电机开关未联动跳闸，应立即将发电机解列。并对灭磁开关进行投入．切除和联动试验，原因未查明前，不允许起动机组。四、发电机的故障和不正常运行1、发电机转子一点接地现象：故障电铃响，微机提示“发电机转子一点接地”。原因：发电机集电环等表面积污或大量碳刷粉末粘附．转子绝缘损坏。处理：a．切换开关测量正负对地电压，判断哪极接地及接地程度和性质。b．若正负对地电压相加小于转子运行电压，此时，应检查励磁系统．滑环．碳刷和绝缘套管及连接导线等有无积污．碳刷粉末．油污或与金属物件相碰等接地现象，并采用吹扫．擦试等措施消除。c．若正负对地电压相加近似转子运行电压，则为金属接地，此时应汇报调度，要求停机处理。d．转子一点接地后，若接着发生转子电流．定子电流急剧增大，无功进相，机组剧烈振动，则已由一点接地发展为两点接地，应立即停机处理，并汇报站领导及值班调度员。2、发电机过负荷现象：a．故障电铃响，微机提示“发电机过负荷”。b．有功．无功增加，定子电压降低，定子电流超过额定值，转子电流升高超过额定值。c．定．转子温度升高原因：（1）．在小电力系统中，大用户突然增加负荷。（2）．某大电厂事故跳闸，大量负荷压向本站。处理：（1）．调整各机组之间负荷分配，降低过负荷发电机电流。（2）．若两站机组都在额定工况下运行与调度联系减少负荷。（3）．若两站尚有备用机组情况，可根据来水量开启备用机组承带部分负荷。（4）．若是系统事故引起，值班人员应严格按照巡回检查制度进行至少三次的全面检查(交、接班各一次，值班中一次)。当机组及设备有缺陷或特殊情况时，应增加检查次数，一般巡视时可做不影响运行的清洁工作。但应加强定子线圈．各轴承温度以及励磁系统工作的巡视检查。3、励磁风机停转现象：故障电铃响，微机提示“励磁故障”励磁屏“风机运转”指示灯灭处理：a．打开风道(主厂房内)增加自然冷却效果，或采用其他风冷措施(排气扇)。b．检查风机电源开关是否跳闸，接触器是否良好并立即处理。c．检查风机，若电机烧坏，及时更换风机。4、可控硅快熔熔断现象：故障电铃响，微机提示“励磁故障”；励磁屏“快熔熔断”指示灯亮。处理：a．降低机组负荷，减小励磁电流。b．与调度联系要求停机处理。c．检查励磁回路有无短路，更换快熔及信号器。第四章、励磁调节器的运行规程一、本装置处于热备用状态在投入前应进行以下项目检查：1、起励电源正常，起励接触器在常态(分开状态)。2、励磁调节器电源开关在“投入”位。3、恒励流，恒压开关应该在“恒压”位。4、灭磁开关在分位。5、励磁变压器隔离刀闸6518(6528)在合闸位。6、励磁控制电源开关确在合闸位。7、交流电源控制开关确在合闸位。8、调节器电源开关在“投入”位。9、调节器“正常”指示灯亮。二、励磁装置的异常情况下的运行。1、自动部分异常时的手动运行本装置以“恒压”运行为主，当自动部分故障无法运行时，可以切换到“恒励流”状态下运行，恒励流是指以励磁电流恒定控制方式，当无功变化较大时应及时手动帮助调整，以确保机组的稳定运行。2、风机停转的运行风机故障，可控硅温度上升，容易引起过热而烧坏硅管，本装置风机故障后，须加强硅管温度监视，允许带80％额定负荷运行半小时。当硅管散热片温度接近80℃时，应减少负荷降低励磁电流，若温度继续上升至80℃以上，需立即解列停机检查。3、可控桥的两相运行当可控桥一相快速熔断器熔断或一相脉冲电压丢失，可控桥即为两相运行。此时励磁电流明显减小。两相运行时必须减小负荷，同时加强励磁变压器温度的监视。三、励磁装置在正常运行中的检查：1、励磁装置各仪表指示正确，且在额定范围内。2、各位置指示灯指示正确。调节器正常指示灯亮。3、风机运行正常。4、各部件引线有无脱焊过热联接有无松动插件接触情况良好。5、硅管元件有无过热现象，熔断器有无熔断。6、励磁变温度，声音均正常。四、板面说明1、开关及按钮“召唤显示”拨轮开关：用于调出所需要显示的内容，由2位BCD拨盘开关组成，共100种状态（00～99）“调差整定”开关：用于设置调差系数。“增励”、“减励”按钮：用于增大、减小给定值。“恒电压/恒励流”按钮（带锁）：用于选择运行方式。释放时，选择恒电压运行方式；按下时，选择恒定励磁电流运行方式。该按钮在机端出口断路器闭合时有效，当机端出口断路器断开时，不论如何选择，均自动转为恒电压运行方式。该按钮可在线切换，切换时不会引起电压或无功功率波动。2、发光数码管显示当“召唤显示”拨轮开关值为30～99时，显示单片计算机内数据存储器对应单元内容，供调节器生产厂家调试程序时使用，用户可不必关心。当拨盘开关值为20～29时，显示测量值等。当拨轮开关值为10～19时，显示给定值等。当拨盘开关值为00～09时，巡回显示其中几个主要参数，每种显示4秒钟。拨轮开关值与显示内容及显示格式之间的对应关系见下表： 拨轮开关值 显示内容 显示格式 说明 10 电压给定值 Ug.-*** 用额定电压的百分值表示例100显示100%Ue 11 励磁电流给定值 ILg.*** 用额定励磁电流百分值表示 12 频率测量值 F-**.** 单位：Hz 13、14 可控硅触发角a A.--*** 15 偏差电压值∆U δU？*** ∆U=Iw*δ，？代表符号负：-；正：空白。用额定电压的百分值表示 16 调差系数 δ---08 软件固定设定8%，若用户需要也可设定为其他值 17 比例系数Kp HP--** PID算法用 18 积分系数Ki HI--** PID算法用 19 微积分系数Kd Hd--** PID算法用 20 机端电压测量值 Uc.*** 用额定电压的百分值表示。整定方法见特别说明（1） 21 无功电流测量单元的后端电压测量值Ut Ut.*** 用额定电压的百分值表示。整定方法见特别说明（1） 22 励磁电流测量值 ILC.*** 用额定励磁电流的百分值表示。整定方法见特别说明（2） 23 额定励磁电流设定电位器的设定值 ILe.*** 整定方法见特别说明（2） 24 无功功率计算值 qc.?*** 用额定无功功率的百分值表示。整定方法见特别说明（3） 25 无功功率标度系数Kq,设定电位器的设定值 Hq--*** 整定方法见特别说明（3） 26～29 频率测量值 F--**.** 单位：Hz3、发光二极管信号指示“强励”指示灯：励磁电流大于额定值1.3倍时动作。“过励”指示灯：励磁电流大于额定值1.1倍时动作。“低励”指示灯：进入低励限制区时动作。“恒励流”指示灯：进入恒定励磁电流运行状态时动作。“灭磁”指示灯：进入灭磁工作状态时动作。“主机”指示灯：常亮。相当于电源指示灯。“正常”指示灯：亮一秒暗一秒闪烁，表示计算机运行正常。五、开机步骤1、接通调节器面板上的电源开关。2、将发电机拖到接近额定转速。3、检查“正常”运行灯是否正常；检查召唤显示是否正常；检查Ug是否为Ue或Ux（当选配同期操作时机端电压自动跟踪电网电压功能时）值。4、合上灭磁开关，轻轻点动起励磁按钮，建压Ue或Ux值的空载电压。5、均压、均频、并网。6、按“增励”按钮逐渐增大励磁电流带无功，同时相应开大水门带有功。7、选择“恒电压”或“恒励流”运行方式。六、停机步骤1、按“减励”按钮逐渐减小电流卸无功至零，同时相应关小水门卸有功至零。2、跳开发电机出口断路器。机端电压应稳在Ue或Ux值。3、直接关小水门停机。4、跳开灭磁开关。5、断开调节器面板上的电源开关。七、运行注意事项1、运行中，应注意监视控制角a的显示值。如果突然发现a值显著变小则应通知检修人员进行检查，有可能是整流回路快熔熔断。2、运行中，不可断开调节器面板上的电源开关，否则将发生失磁现象。3、调节器的电源开关应在机端电压未建立时（Uc<10）接通，这时Ug将自动被赋值为Ug=Ue或Ug=Ux（当选配同期操作时机端电压自动跟踪电网电压功能时），起励后将建立额定电压；否则Ug将被赋值为随机值，如果该随机值过大，则起励后将引起机端过电压。有的职工在发电机组停机后不关调节器的电源，这是充许的，这种情况下重新开机时Ug将被自动赋值为Ug=Ue或Ug=UX（当选配同期操作时机端电压自动跟踪电网电压功能时）。为了安全起见，最好在合上灭磁开关前检查一下Ug值。方法是按一下“增励”或“减励”按钮，使显示Ug值。4、背板上的1RD～4RD为2A熔丝，一般不会熔断，要保证接触良好，即熔丝管有一定压紧度。5、发电机起励后，按“增励”或“减励”按钮时应该按1～2秒钟后，过1～2秒钟再按，否则，增、减速度过快容易引起过调。第五章、调速器的运行规程一、调速器的主要功能1、通过远方或现场控制，能使水轮机组自动运行于：起动、停机、空载、带负荷等工况，并具有紧急停机功能。2、具有手动运行功能，并可实现手动与自动运行的相互无扰动切换。3、空载运行时，能自动跟综系统频率，实现快速并网。4、功率调节模式下，可接受上位机控制指令，实现发电自动控制功能（AGC）。5、具有很强的自诊断、防错、纠错功能。6、采用交直流双重供电，当交流电源故障时，直流电源自动投入，直流电源故障时，保持当前开度不变。7、具备与上位机通讯的功能，接受上位机的控制命令，给上位机传送有关信息。二、人机界面1、LED显器：面板上有六位LED显示器，前两位数码为参数标志，后四位是参数值，可以显示14个参数，具体含意见下表。参数对照表 参数标志 参数 含义 01 Yo 启动开度 02 L 电气开度 03 FG 频率给定 04 PG 功率给定 05 YD 电气开度 06 FJ 机组频率 07 FW 电网频率 08 KP 比例增益 09 KI 积分增益 10 Kd 微分增益 11 bp 永态转差系数 12 Ex 频率人工死区 13 G/T 跟综网频/退出跟综 14 Ys 实际开度2、按键：面板上设有五个按键：上选、下选、增加、减少、确认。通过这五个按键可以完成参数的选择和修改。3、修改参数：修改参数时，按“上选”或“下选”找到所需修改的参数，再按“增加”或“减少”，直到所需的参数值，最后按“确定”键即可生效。请注意：修改功给PG时，无需按“确认”，按“增加”或“减少”时即刻生效。三、操作方法1、开机a、手动开机：具备开机条件后，将电动开/关旋钮向开侧旋转，观察机频及开度等有关参数，监视开机过程是否正常。b、自动开机：（1）机旁开机：置“手动/自动”切换开关于“自动”状态，具备开机条件，确认参数无误后，按开机按钮，观察机频及开度等有关参数，监视开机过程是否正常。（2）远方开机：具备开机条件后，闭合开机接点，即可在远方开机。2、并网a、跟综网频：如果原状态为跟综频给，则按“上选”或“下选”找到G/T（前两位数码为“13”）再按“增加”键，使后四位数码由“00.00”变为“1.00”，最后按“确认”键即可改为跟综网频。此时调速器自动调节，使机频与网频一致后即可并网。b、跟综频给：当网频测量故障时，可自动切换为跟综频给。如果原状态为跟综网频，则按“上选”或“下选”找到G/T（前两位数码为“13”）再按“减少”键，使后四位数码由“1.00”变为“00.00”，最后按“确认”键即可改为跟综频给。如果当前机频与网频有误差，可在面板上增/减频给，或增/减功给，亦可在远方操作有功增/减开关，使机频与网频一致后即可并网。3、正常停机：机旁按“停机”按钮，亦可在远方操作“停机”开关。4、紧急停机：在调速器机旁操作时，按“紧急停机”按钮，或在远方操作紧急停机开关，紧急停机电磁阀动作，接力器迅速关闭，并自动保持于紧急停机状态。5、紧急停机复归：当事故解除后，按调速器柜上的“复归”按钮，或在远方按“复归”按钮，即可恢复正常。6、自动与手动转换a、自动切至手动：旋转“手动/自动”切换开关至“手动”位置即可，此时，电气开度自动跟综实际开度。b、手动切至自动：观察电开度与实际是否一致，如不一致，操作电动开/关旋钮，使二者基本一致时旋转“手动/自动”切换开关至“自动”位置即可。四、调速器的运行监视调速器工作油压范围2.1～2.4Mpa,低油压为1.8Mpa。运行中的调速器，应观察油泵及油管、油标等有无渗油，油泵电机是否起动频繁。观察集油槽油位、油色、油箱滤油网是否有脏物。第六章、变压器运行规程一、变压器运行规定1、变压器进行特殊试验，对设备结构更改或继电保护自动装置更改，均应该有正式批准的方案和图纸。2、变压器外壳必须有可靠接地，各侧引出线必须连接良好，并涂上相色漆（黄色－A相，绿色－B相，红色－C相其接头应贴上试温片）3、改变主变压器的电压分接头必须申请并得到公司批准后方可进行，且须做好档案记录工作，改变本站管辖的变压器的电压分接头，必须经过主管站领导批准方可进行。4、变压器进行注油、滤油，更换硅胶及处理呼吸器等工作时，重瓦斯保护应改投信号位置，工作结束后，经12小时试运行并确认瓦斯继电器无气体时，即可将重瓦斯保护投入跳闸，重瓦斯保护投换位置的改变均应汇报调度和公司。5、变压器要悬挂“止步，高压危险”的标示牌。6、变压器运行的技术条件必须具备以下技术档案的台帐制造厂家的说明书，图纸及试验记录。交接试验和大修阶段报告书。运行、维修检查记录及监视变压器运行状况的各种测量，仪表试验记录。d．年度预防性试验报告和历次干燥记录。e．油的试验记录和滤油、注油的记录。7、厂房内变压器室(高压开关室)应有适当的通风，使变压器在任何季节均能在额定负荷下运行，一般情况变压器室门匀应关闭，夏季自然通风不足，可将变压器室门打开，但必须做好防止闲杂人员的误入警告措施。二、变压器允许运行方式1、额定运行方式（1）变压器在规定的冷却条件下，全年可按铭牌所规定的额定容量连续运行。（2）主变压器在运行中，允许的温度按上层油温来衡量。其允许值应遵照厂家的规定，最高不得超过95℃，为了防止变压器油劣化过速，上层油温不宜长期超过85℃。（3）变压器电压变动范围在±5％以内时，其容量可保持不变，即电压升高5％时，其额定电流应降低5％，当电压降低5％时，其额定电流允许升高5％。2、变压器允许的过负荷。（1）变压器可以正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常使用。其允许值根据变压器的负荷曲线，冷却介质的温度以及过负荷前变压器所带的负荷等来确定，其允许值见表一：表一、主变压器正常过负荷允许时间表 过负荷倍数 过负荷过负荷前上层油的温度℃ 18℃ 24℃ 30℃ 36℃ 42℃ 48℃ 1.00 允许长期运行 1.05 5时50分 5时25分 4时50分 4时 3时 1时30分 1.10 3时50分 3时25分 2时50分 2时10分 1时25分 10分 1.15 2时50分 2时25分 1时50分 1时20分 35分 1.20 2时5分 1时40分 1时15分 25分 （2）变压器事故过负荷的允许值应遵守制造厂的规定，如遇特殊情况下，可按表二，事故允许过负荷处理表二、变压器事故过负荷允许时间表 事故过负荷与额定负荷之比 1.3 1.6 1.75 2.0 2.4 3 过负荷允许的持续时间 120分 30分 15分 7.5分 3.5分 1.5分变压器经过事故过负荷时，应将事故过负荷的大小和持续时间记入运行日志和运行交接记录蒲上，并报告给站领导。三、变压器巡视检查和运行维护1、变压器的巡视检查（1）值班人员除在交接班时检查外，正常巡视检查每值最少要进行一次。（2）变压器定期外部巡视检查的一般项目如下：a．变压器响声应正常。(正常时是“嗡嗡”的响声)。b．变压器各部位温度均应正常，且每4小时记录一次。c．变压器油色、油位正常，表面无渗漏油现象。d．绝缘套管应清洁无破损裂纹，无放电痕迹。e．主变各侧的引线接头坚固，无发热，异常现象，试温片无变色。f．吸湿器内的干燥剂(硅胶)无变色，呼吸器应畅通。g．防爆管应正常。h．外壳接地引下线应完好，无断接现象，并牢固可靠接触。（3）变压器外部特殊巡视检查项目：a．各值在每1倒班之中进行一次熄灯检查(晚上进行)。b．超温、过负荷、冷却系统不正常时，重点检查变压器的油温、油位、油色、响声、电气接头是否正常。c．强雷电过后主要检查套管，支持瓷瓶等有无放电闪络，破损等及变压器有无异常响声，避雷器是否有放电记录。d．暴风雨j台风重点检查变压器有无渗、漏油，瓷瓶等有无裂纹破损。e．天气冷热骤变，重点检查变压器有无渗、漏油、瓷瓶等有无裂纹破损。f．每年春季开始应查外壳接地及其地网连接是否完好。（4）厂变、备变、近区变、生活变在运行中也作相应的检查。2、变压器的运行维护（1）变压器在检修或长期停用后投入运行，应用2500V摇表对线圈的绝缘电阻进行测量，其数值比上次所测得的数值减少50％以上(换算到同温度及75℃比较)时，应汇报给站领导和公司，由公司技术人员进行其他项目试验来决定能否投入进行。（2）当变压器油标指示油面有异常升高现象时，为查明油面上升原因，在未取下重瓦斯跳闸回路压板前，禁止打开各种放气、放油阀，清理呼吸器的孔眼或进行其他工作，以防跳闸。（3）使用摇表测量绝缘电阻，下次测量应使用与前一次一样的摇表，每次在不同温度情况下，测量的绝缘电阻应换算到标准温度(75℃)时的绝缘电阻。四、变压器的停送电操作：1、变压器送电前应详细检查设备状况，所有工作结束，接地线已全部拆除，恢复正常接线正确，所有保护在正常投入位置。2、变压器送电操作和停电操作按《变压器倒闸操作票》规定进行。3、对主变严禁带负荷拉、合刀闸，送电时应先送高压侧开关，后送低压侧开关。停电时应停低压侧开关，再停高压侧开关。4、有使用跌落式开关的厂变或生活变等变压器的停、送电操作顺序是：停电时应先拉开中间一相，送电时先送两边两相，后送中间一相。5、更换高压跌落熔丝时，不可断一相更换一相，必须三相同时断电压后方可更换熔丝，然后重新合闸。6、变压器根据运行需要，须调整电压分接头，应事先汇报调度和公司，接到命令后，运行检修人员在接到工作票后，按操作票操作。将变压器退出运行，并做好各项安全措施(验电悬挂接地线等)然后方可允许调整变压器分接头的工作。由一人操作一人监护下进行调整，前后应测量各项试验数据(由公司生技部门完成)并做好记录工作。7、变压器油的过滤，应在变压器退出运行的情况下进行，一般用于35KV以上的变压器油的耐压值要大于35KV／cm，10KV以下变压器油耐压值大于20KV／cm。五、变压器的异常运行和事故处理1、变压器运行中的不正常现象：（1）值班人员在主变压器运行巡视中发现有任何不正常现象时(如漏油、油面降低、过热、异常的响声等)应采取相应措施将其消除，并报告值班调度员和站领导，同时将处理经过，情况记入值班运行日志和设备缺陷薄内。（2）值班人员发现主变压器有下列各种严重异常现象之一时应立即切断主变压器两侧电源，事后立即汇报调度和站领导及公司领导。a．变压器内部响声过大，很不均匀，有爆裂声。b．变压器温度过高，短时间内突然升高10℃以上。并有不断上升趋势。c．油枕或防瀑管喷油。d．严重漏油至使油面低于油标的下限位置在采取措施后仍无效时。e．绝缘套管严重破损或支持瓷瓶破裂并有放电现象。f．变压器冒烟着火。2、变压器不正常的油温和油位（1）变压器油温(上层油温)升高超过允许限度时，值班人员应判明原因，采取办法使其降低，因此必须进行下列工作：a．检查变压器的负荷情况和冷却介质温度，并与在这种负荷和冷却温度下应有的油温(以前相应的油温)核对。b．核对温度表指示是否正确。若发现变压器的油位较正常时，同样负荷和冷却情况下，温度突然高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查结果证明冷却装置，温度计(用电炉及备用温度计校正)等均正常时，均可以变压器已发生内部故障。(如铁芯起火、线圈匝间短路等)但变压器的的保护装置不动作，在这种情况应立即汇报调度员、站领导和公司领导，停下变压器进行检查处理。（2）当发现变压器的油面较低时，油温应有的油位显著降低时，应查明原因立即加油，加油时，应将瓦斯保护改接信号位置，如因大量漏油而使油位迅速下降时，禁止将瓦斯继电器改为只动作于信号，而必须迅速采取停止漏油的措施，并加油至正常位置。（3）当油位器因油温上升而迅速升高时，若最高油温时的油位大大超时指示计的上限，则应放油，使油位降至标准范围内，以免溢油。3、瓦斯继电保护装置动作的处理。（1）瓦斯继电保护装置的信号动作时，值班人员应立即停止音响信号，并检查变压器，查明瓦斯继电器信号动作原因，并作相应的处理。（2）运行中发现轻瓦斯动作的主要原因如下：a．大修后注油或滤油过程中带入的空气末排除干净，聚积于瓦斯继电器内。b．油位下降过低。c．瓦斯继电器二次回路故障。d．主变内部局部故障。处理：（a）．当轻瓦斯动作信号出现时，值班人员应立即查明原因，检查变压器的运行状况，油温、油位，并迅速判明瓦斯气体的性质，若气体是无色、无味、无臭，不燃烧时，变压器仍可继续运行，但应汇报调度，站领导和公司，并增加对变压器巡视检查次数，加强监视。（b）．若是二次回路故障和瓦斯继电器本身故障，或者是因油位过低引起轻瓦斯动作时，值班人员应立即汇报调度，站领导和公司，并安排相关人员迅速进行处理。（c）．采集的瓦斯气体，若是可燃性的，则说明变压器本身内部出现故障，当班人员应汇报调度、站领导和公司，并停下变压器，作进一步检查，在未查明原因之前，不准将变压器投入运行。（d）．轻瓦斯动作的间隔时间逐步缩短，说明是变压器内部故障引起的，处理方法同C条规定。（3）运行中发现重瓦斯动作的主要原因如下：a．由于大量漏油致使油位迅速下降。b．瓦斯继电器本身或二次回路故障。c．变压器本体内部故障处理：（a）．属于a情况值班人员首先应迅堵住漏油部位，汇报调度，站领导和公司。（b）．属于b情况，值班人员汇报调度，站领导将重瓦斯解除，变压器仍可继续运行，但应及时检查排除故障。（c）．属于c情况时，值班人员应迅速查清瓦斯气体的性质、颜色、气味，否则经过一定时间后颜色即会消失(有色物质沉淀)，将检查结果汇报调度、站领导，对变压器作进一步试验，在未查明原因前禁止将变压器投入运行。（d）．对瓦斯气体可燃性的鉴别，应将气体收集后作试验，若在瓦斯继电器放气口处做试验应特别小心，防造成火灾，火焰要离放气口5厘米～6厘米处。变压器内部故障的性质可根据下表确定 气体颜色 故障性质 黄色不易燃烧的 变压器本体故障 淡灰色带强烈臭味，可燃的 纸或纸板故障 灰色和黑色易燃烧的 变压器油故障4、变压器的自动跳闸及灭火的处理（1）主变601开关及301开关在运行中发生自动跳闸时，值班人员立即检查何种保护动作及动作是否正确，汇报调度并了解系统有无故障，判明事故性质，按不同故障性质进行下列处理。a．若是人员误碰断路器的自动跳闸回路，要进行断路器的投入和切除试验，将断路器重新投入运行。b．若是变压器复合低压过流保护动作，故障已消除变压器可立即恢复送电。c．若是差动保护动作，动作故障时又有冲击现象，值班人员应立即报告调度站领导，立即断开各侧开关和刀闸，同时对变压器本身及差动保护范围内的设备：断路器、互感器、母线排、电力电缆、绝缘子等进行检查是否有短路或接地情况，若无明显故障现象，则用2500V摇表测量绝缘电阻，且绝缘电阻必须达到2500MΩ以上方可作充电合闸试验。如试验后，断路器再次跳闸，需重新查明原因，不能盲目投入运行。d．若是重瓦斯保护动作则按第3．（2）规定进行处理。（2）主变若着火时，值班人员应首先断开高低压侧电源开关及刀闸，若溢出的油在变压端盖顶上着火，应立即打开安全放油阀门，使油流到事故集油坑里面。在断开电源的情况下，可用配备的“1211”灭火器及砂子灭火。带电灭火时，严禁使用消防水龙头、泡沫灭火器进行灭火。以防发生触电的危险。5、变压器运行中严重失常现象。a．由于铁芯夹紧螺丝长时间受振动，或变压器端电压超过允值造成强烈的不均匀嗓音，而不是连续的均匀的“嗡嗡”声(俗称交流声)，必要时，可减少负荷，直到停电检修。b．由于线圈或引出线对外壳闪络放电，或铁芯接地、断线，使铁芯与外壳间发生火花，若火花逐渐发展，引起油色变暗、变黑，容易造成变压器着火和爆炸应及时退出变压器运行进行处理。c．油枕向外漏油或防爆管的隔膜破裂，则表示变压器的内部已严重损伤，应停电检查处理。d．油面过低，容易引起瓦斯继电器动作，油色变暗，说明油质劣化，容易引起线圈和外壳发生击穿。e．套管上有大的裂纹和碎片或有内络现象，容易引起套管的击穿，在闪络现象严重发生时，套管发热，膨胀不均匀，容易造成套管炸裂，若听到“噬嵫”声时，应停电检查套管表面有无灰尘或裂纹。若套管无闪络现象，则可能是变压器内部故障，应停电消除故障。f．油温过高，温升过快。若是负载过大造成，应降低发电机负荷。若油温超过80~C时，应检查校对温度表指示是否正确，用手感觉器身外壳上、下表面温度并核对前一天在同一时间或同样负载时的温度记录。若负载及冷却系统正常，而温度继续上升，则可能是变压器内部故障(如绕组短路，油路堵塞等)应立即停电检修。第七章高压配电装置运行规程一、一般规定：1、配电装置的一般要求：(1)配电装置的导体电气构架选择应符合《高压配电装置设计技术规程》的规定，以满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并不危及人身安全和周围设备的安全。(2)本规程所指的配电装置为高压开关、隔离刀闸、母线电压互感器、电流互感器、高压电缆、避雷器、继电保护、测量仪表、绝缘子等。(3)配电装置的绝缘等级应和电力系统的额定电压相配合。(4)配电装置间隔内的硬导体上应留有安装携带式接地线夹的接触面。间隔内应设有供接地的专用端子。端子与接地网应可靠连接，并做上黑色接地标志。(5)电器及裸导体的最高温度一般不应超过70℃为监视裸导体的工作温度，在配电装置的有关接头适当位置上粘贴试温片。2、配电装置的布置及设施要求。(1)配电装置各回路的相序排列应尽量一致，层内硬导体应涂上色漆表示相别(A相－黄色，B相－绿色，C相－红色)户外软母线及引出线在适应地点标明相别(套上有色套管或挂相别牌签)。(2)配电装置所有设备均应在适当的地方标明设备各称、编号、相序、在必要的地方悬挂警示牌。设备标志应清楚正确，在带有接地刀闸的隔离开关的把手上，应涂上黑色漆，使之明显区别。(3)屋内配电装置的各项安全净距离应符合有关安全要求。(4)配电装置室一般采用自然通风，配电装置室电缆沟通道在电缆沟的适当地段和多设备器件的进线洞，应采取隔堵等措施防止电缆火灾蔓延，及小动物爬行。二、断路器(开关)1、一般要求：(1)断路器(以下简称开关)是作为负荷状态下接通和断开高压电路的设备，它与继电保护自动装置配合，可以迅速切断故障电路，各开关遮断容量均应满足要求。(2)正常状态下的开关，可在铭牌规定的参数下运行，开关的外施电压一般不超过其额定电压115％，负荷电流一般不超过其额定电流的1l0％。(3)新安装及检修后的开关，必须严格按照国标《电气设备交接试验标准》和部颁《电气设备预防性试验规程》及部颁各类开关工艺守则的标准要求，进行试验和安装或检修并经验收合格。(4)发电站必须保证在正常或事故情况下有可靠的跳闸和保护电源。一、二级站免维护电池的容量应满足开关合闸的需要，直流电压应经常保持210V至225V之间。(5)运用中的开关应有明显的信号装置，表示开关的分、合状态，同时还应有机械位置指示器，分、合位置应正确清楚。2、开关的运行维护和操作(1)新安装或大修后的开关投入运行前，值班人员接到有关部门关于开头已经验收合格可以投运的通知后，应再次检查有关的安全措施并拆除恢复正常状态，然后报告调度，并按调度命令进行操作。(2)开关操作应遵守如下规定：a．开关的正常跳合闸操作应使用远方电动操作的方式进行。禁止在带电的情况下，使用手动合开关(除使用储能机构外)的方式进行操作。若事故情况下，为保证厂用电，在只有单向电源的情况下要以手动合开关。b．开关合闸前，必须检查继电保护己按规定投入。c．开关操作前后，必须检查有关仪表指示和指示灯指示及机械指示是否正确。d．装有同期装置的开关操作时，要以同期操作方式，监视有无异常，避免误并列(非同期并列)。e．开关的控制回路与信号不正常时不得投入运行。当操作带有自保持跳分闸回路的开关，发现开关拒分或拒合时，除应将转换开关扭回原来位置外，还应断开一下该开关的控制电源，避免造成跳闸线圈或合闸线圈长期通电而烧毁。(3)对开关的正常巡视检查，除交接班检查外，当班期间至少还应在高峰负荷期间检查一次。(4)开关的正常巡视检查项目：(一)高压开关柜真空断路器的巡视检查项目：a．运行中的信号灯指示，机械指示是否与运行工况相符，开关在合闸后应“已储能”。b．绝缘表面应清洁、无破损裂纹及放电现象。c．储能机构各部件螺栓，铁件无锈蚀，无妨碍运行的杂物。机构输出杆的插销牢固，无脱落的现象，对转动和啮合部位定期加润滑脂。d．接线端头无发热，松动现象。e．真空泡无裂纹，松动现象。f．大修中还应对真空开关的行程，超行程，合／分闸速度，合、分闸时间等运行参数进行调整，符合运行要求。g．与刀闸联动闭锁机构完整无故障。(二)六氟化硫SF6开关的巡视检查项目：a．开关的分、合位置指示正确，与当时实际运行工况相符，开关在合闸后应“已储能”。b．内部无异常响声或焦臭味。c．瓷套管、瓷瓶外表应清洁，无破损裂纹及放电现象。d．联接线接触良好，引线无松脱断股现象。接线端头无松动，过热现象。e．储能机构各部件螺栓，铁件无锈蚀，无妨碍运行的杂物。f．外施电压与负荷电流不超过允许值。g．控制回路切换开关应在“远动”位，储能电源、照明电源应投入。h．检查开关的气压值：SF6气压在正常范围内(0.55Mpa～0.6Mpa之间)，无漏气现象。低于0.55Mpa／20℃时应进行补气。气压过低时，严禁分合闸操作。i．手动分、合时，如设备带电应检查SF6气压在正常范围内(0.55Mpa～0.6Mpa之间)方可操作。若气压低于允许值且必须分闸时，应通过操作其他开关来使相关设备停电。j．操动机构应灵活，无卡阻现象，对转动和啮合部位定期加润滑脂。(5)开关特殊巡视检查项目：(一)合闸送电后检查项目：a．开关是否确已合上，位置指示(机械指示)应正确(在合位)，储能机构应已储能。b．无异常响声、焦、臭味和漏气。c．表计、信号指示与电度表转动(正、反转)是否正常。(二)高温或过载时的检查项目：a．SF6开关气压是否正常。b．设备接头有无过热等现象，试温片有无溶化。(三)天气骤冷或台风前应着重检查设备周围有无被刮起的杂物，冰雹后着重检查户外各瓷套管有无被冰雹打伤损坏。梅雨季节雾天，应注意检查瓷瓶套管有无污染。三、母线及隔离开关1、母线(1)本站各条母线的型号6.3Kv母线－LMY-100×86.3Kv主变铝排—YJV22-10/2×(3×185)2、母线的巡视随同开关设备巡视进行，检查项目如下：a．所有电气连接部分接触良好，无过热发红变色现象。b．瓷瓶及支持绝缘子外表应清洁完整，无裂纹放电现象。c．母线无断股，松股或其它异常响声。d．伸缩头有无断裂或断片现象，紧固螺栓无松动现象。2、隔离开关(刀闸)(1)隔离开关(以下称刀闸)作为主设备检修时隔离电源(有明显的断开点)或改变运行方式用的设备。隔离开关必须安全可靠，并应符合下列基本要求：a．刀闸断开的张开度必须符合安全距离的要求，操作灵活，三相同期，直流电阻及耐压合格。b．刀闸的闭锁定位扣(销)必须完整可靠。c．刀闸与开关之间必须装有电气或机械的预防带负荷拉、合闸的闭锁装置。d．户外刀闸把手应加锁，且有编号，户外辅助开关或闭锁装置应有防雨措施。(2)禁止用刀闸断开和接通电路，但允许刀闸进行下列操作：a．断开、合上正常的电压互感器和避雷器。b．断开、合上母线和直接连接在母线上设备的电容电流。c．断开、合上变压器的中性点的接地。d．断开、合上励磁电流不超过2A的空载变压器。(即35KV—1000KVA以下，10KV一320KVA以下)(3)隔离刀闸正常运行根据其额定电流的规定。(4)隔离刀闸运行时的巡视检查：a．检查三相刀闸每相接触是否紧密，有无弯曲及烧损现象。b．检查刀闸的传动机构灵活，销子无脱落现象，操作把手加锁，分合闸与实际运行工况相符。微机监控画面分合闸指示应与实际相符。c．检查刀闸套管及支持绝缘子表面是否清洁，无裂纹及放电声。d．标志(编号)清楚，铁件外表无锈蚀，刀闸底及构架接地良好、可靠。e．辅助接点及二次接线完好。(5)严禁带负荷拉、合刀闸，如因误操作带负荷分断刀闸时，当刀片刚拉开很小距离产生很小火花时，可以立即合上，刀闸已断开则严禁再合此刀闸，而应迅速拉开。因为此时刀闸带负荷合闸时，容易发生三相弧光短路。(6)刀闸在投入运行前，应经手动操作灵活，三相同时吻合接触良好，刀闸操作机构不良，不能断、合者禁止投入运行。(7)刀闸在投入运行后，须定期对操作机构润滑，并在刀闸动、静触头上涂上导电膏。四、仪用互感器1、一般要求：(1)仪用互感器(电流互感器和电压互感器)均可在额定参数下运行，其外施电压不超过额定值的110％，二次所连接的负荷，不应超过铭牌给定的保护或仪表等所需准确等级的负荷。(2)仪用互感器外壳及二次应有可靠的保护接地。(3)电流互感器二次侧回路不允许开路，其回路的所有连接应可靠，导线截面积应符合有关规定要求，为防止CT二次侧开路，其二次回路上不得装设熔断器。(4)电压互感器二次侧不允许短路，35Kv及以下的PT的一次侧，应装设熔断器保护，所装设熔断的电压等级应与PT额定电压相一致。2、仪用互感器的正常运行和维护。(1)新安装的互感器的投入运行，应按《电气设备检修规程》进行验收，运行前并应进行如下检查。a．引线接头接触良好。b．瓷套管外表清洁，无裂纹破损现象。c．外壳及“地屏”已可靠接地。d．相序漆清楚醒目，干燥剂不受潮变色，各部件螺丝紧固。e．油浸式互感器的油位、油色正常，无渗漏破损现象。(2)电压互感器检查项目：a．所有接线及接地部分应完整，各接头无发热、松动现象。b．高低压侧熔丝应完好，无断相现象(从光字牌处检查)c．外壳清洁、油位、油色均正常，无渗漏油现象。d．套管清洁完整，无裂纹闪络放电现象。e．内部无异常响声及异味。f．带有呼吸器的硅胶无变色，受潮现象。3、电流互感器检查项目：a．套管清洁，瓷瓶无裂纹，破损，跳火现象。b．电气接线坚固，无过热松脱现象。c．内部无异常响声及异味。d．外壳接地良好、完整、牢固。e．油浸式电流互感器的油色、油位应正常、无渗、漏油现象。3、互感器故障的排除。a．电压互感器一次保险丝(管)熔断2～3次时，必须查明原因，不得擅自加大熔丝容量。b．当电压互感器二次保险丝熔断时，应查明原因(是否雷击，或接触不良)，立即恢复。c．线圈与外壳或引出线与外壳有放电及杂音，或有严重漏油、喷油冒烟起火等均应停电处理。若冒烟起火时，在停电后，用干燥砂子或“1211”灭火器灭火。d．电流互感器接线湍子松动或回路断线造成开路，处理时应戴绝缘手套，使用绝缘工具，如排除不了，应停电处理。五、过电压保护装置的运行1、本站的电压保护装置有避雷针、避雷器、避雷线、接地装置(接地网)等，电站的防直击雷保护的半径图和接地装置敷设图，新安装避雷器投运应经试验合格和验收。2、新安装的避雷器投运前，值班人员应检查导线接触良好瓷套管表面清洁完整无裂纹，法兰胶合良好，避雷器安装垂直坚固可靠，对地安全距离符合要求，接地引下线接触良好，且截面符合要求，放电记录器己调整至“0”值。3、避雷器的正常巡视与主设备同时进行，检查项目如下：a．检查放电记录器的动作次数，并做好记录工作。b．瓷套器外表应清洁，无裂纹，破损及闪络放电现象。c．避雷器上、下铸铁法兰与瓷套管胶合良好，表面完整无裂纹、锈蚀。d．避雷器内部无异常响声。e．引线应完整，接头紧固，无松动或开断现象。f．接地及与接地网连接应焊接完好。4、雷雨天气严禁靠近避雷针或避雷器。雷雨过后巡视避雷器应两人同时进行，穿绝缘雨鞋，巡视结束后，随手锁好门。六、电力电缆的运行1、电力电缆的正常工作电压不应超过其额定电压的115％，在规定的冷却条件下，允许长期通过额定电流；在紧急情况下，允许过负荷15％连续运行2小时。2、停电超过一星期但不满一个月的电力电缆，需投入运行时应先用摇表测量绝缘电阻。如有疑问时，即阻值达不到规定要求，需进行直流耐压试验。测量电力电缆绝缘电阻。应用2500v摇表进行读取1分钟时的读数。若在相近测试条件下，阻值较历次数据低l／3时，即应认为有疑问，各相绝缘电阻的不平衡系数应不大于2.5，绝缘电阻测量工作应遵守《电业安全工作规程》的有关规定。3、电力电缆的正常巡视检查可与其它电气设备一起进行，检查项目要求如下：a．电缆终端头应无放电、闪络现象，电缆接头，接触良好，无过热现象。b．电缆外壳接地良好，无漏油及放电现象。、c．套管和支持绝缘子应清洁，无裂纹及放电声。d．电缆外皮无破损及老化现象。e．电缆沟内无积水或杂物，沟内支架接地每年应进行1—2次检查。4、电力电缆在运行中遇到下列现象应立即断开电源。a．电缆冒烟、着火和爆炸。b．绝缘击穿接地放电。c．有危及电缆完整的灾害时。第八章厂用电系统运行规程一、厂用电及厂用电动机运行规定1、厂用电是保证发电站安全和经济运行极为重要的环节，因此厂用电必须具备高度可靠性和供电连续性，以及操作灵活可靠，检修维护方便。2、厂用电糸统所属的一次、二次设备均属站内管理，当班值长有权决定厂用电的运行方式，并为此负责，厂用电设备停送电操作均由值长统一指挥。3、为保证厂用电的可靠性，厂用电备用电源自投装置正常情况下，必须投入使用。当发现备用电源自投装置存在缺陷，应及时汇报站部，统一安排人员处理，否则不得投入使用。4、调整厂用电电压档次，应由站部向公司提出申请，经职能部门批准后，方可进行。调整时，厂用变应处于检修状态，由有经验人员进行调整，恢复时运行人员应详细的检查厂用电三相电压，必须平衡，方可投运。5、严禁将与生产无关的负荷接入厂用电，不得任意改变厂用配电装置的熔断器保护装置的容量。6、厂用电机属站内管理，当班值长有权决定电动机的运行方式，并为此负责，电动机的启动和停止操作由值长统一指挥，凡电动机长时间退出运行和备用，应经当班值长同意。7．电动机的外壳上，均应有原制造厂家的定额铭牌，并应标上表示转向的箭头(如空压机)，在电动机及引线检修后，应核对其转向与箭头指向一致。8、电动机控制，操作回路上的空气开关，刀闸，接触器，磁力起动器等其操作把手，控制按钮等均应有明显永久标识，以指明其属于哪一台电动机。9、备用中的电动机应与运行电动机一样定期检查和试验并轮换运行。对长期停止转动的备用电动机，应定期测量绝缘电阻和定期启动试验，以保证备用电动机随时具备起动条件。二．额定运行和运行方式：1、厂用电母线电压正常应保持在额定值的±5％，范围内(380伏～420伏)，如长时间超过此范围，则应考虑调整厂变分接头，并按(一．4)条进行。2、厂用电自动切换装置在正常运行时必须投入，以保证在厂变发生故障时能及时投入备用厂用电源，保证设备的连续安全运行。(特别是汛期更应保证厂用电)。3、厂用电正常运行方式为6.3kv母线21TM厂用变及接双通电站的三相四线制400V厂备用电源。4、电动机可以在额定电压的一5％～+10％范围内运行。其额定出力不变，在额定出力运行时，相间电压不平衡度，不得超过5％。5、电动机线圈的最高温度，应根据制造厂家的规定在任何运行方式下，均不得超过85℃，滚动轴承不得超过100℃。6、电动机定子绝缘电阻应用500伏摇表测量，不得低于0．5MΩ，若绝缘电阻低于上次在同温度下测得数值的50％以上则应查明原因，处理后方可投入使用。三．运行操作及维护1、厂用电的倒换操作必须遵守先断后合的原则进行。2、厂用变压器检修，在停电后和检修完送电前，均应摇测绝缘电阻，并作记录。其检修完送电时，绝缘电阻阻值应不低于前次同温度下和50％，否则需经公司批准方可投入运行。3、厂用电的停送电操作均应在值长监护下执行。并详细检查倒换后各设备的运行情况，特别是重要负载(如水泵等)禁止在机组并列调负荷和解列时进行机组动力电源的倒换操作。4、电动机运行中的监视。a．动机应无异声、异味和震动。b．电动机外壳和轴承温度不超过额定值(85℃)c．电动机电流不超过额定值、三相电流、电压平衡。d．空气开关等各导线连接良好无发热、变黑现象。e．所属保险、刀闸投入接触良好。5、对备用中的电动机应与运行电动机一样进行检查。6、厂用电系统的配电装置由负值在交班和接班时各检查一次，检查项目除按变压器规程和配电装置规程的有关条款进行外，还应检查。a．厂变的三相电压及负荷电流是否在额定值且平衡。b．备用电源自动投入装置应投入正确。c．各万能断路器及刀闸的投入或断开位置正确良好。d．断路器的线圈无异、焦味及变黑现象。四、事故处理1．厂用电事故处理详见电气事故规程第十章第六条款执行。2．电动机遇下列情况之一者，可作短时间运行。a．轴承或外壳温度升高，尚未达到80℃。b．内部有轻微的异常响声。c．运行时电流、电压过高或过低。三相电流、电压不平衡度接近10％额定值，但尚未引起转速过低或电动机过热。3．电动机起动时如发现不会转动，而且伴有“嗡嗡”声，应立即将电动机控制开关或电源断开，停止运行，待检查处理消除缺陷后方可投入运行。4．电动机在运行中发现转速明显降低或外壳过热应立即停止运行，并按下列原因查找判断。a．电动机是否过载。b．电压太低或电流偏大。c．两相运行。(接线是否松脱或熔丝熔断等)。d．定子绕组有短路或接地。5．运行中电动机遇下列情况之一者，应立即停止运行。a．直接威胁人身或设备安全。b．电动机冒烟或着火。c．电动机振动强烈、异音、焦味。d．电动机定、转子相碰或带动机械设备不正常。e．电动机定子外壳或轴承过热超过85℃。f．电动机转速明显降低，见伴有强烈鸣音。g．电动机轴承磨损严重，绝缘电阻低于0．5MΩ。6．电动机事故跳闸后，应进行下列检查。a．所带机械设备有无故障。b．电动机电源是否正常，空气开关，热继电器是否动作等。c．检查电动机有无两相运行，其外壳温度是否较高，以判断是否是内部故障引起。d．测量电动机绝缘电阻是否合格，内部引线或开关有无接地，短路现象。第九章直流系统运行规程：一、直流系统运行规定1．直流电是发电站继电保护、自动控制、信号装置以及事故照明和开关操作的主要电源，在厂用电中断时，必须保证直流电稳定、可靠和连续供电。2．直流系统所属设备均属站内管辖，由正值负责。当班值长有权决定直流系统的运行方式，并为此负责。直流系统设备停送电操作由值长统一指挥。3．凡在直流系统设备上进行特殊试验或对设备结构更改，均应有正式批准的方案和图纸。禁止在直流系统回路上装接与生产无关的负载。4．直流系统各级保险容量的选择，应严格按技术主管部门下达的技术整定值合理配置，保证在设备操作，特别是在事故情况下各电气设备操作或联动的可靠性。5．直流系统控制保护插件非工作负责人不得擅自调整，直流电源或负载电缆更换，变动或拆装以及新布置直流电缆，必须检验极性正确。6．禁止在UPS不间断电源上装接与生产无关的负载。二、运行方式与定额1、电站直流系统电压为220V。交流输入采用三相四线制，线电压应该在323～437V内。2、220V控制母线电压变动范围在土3％之内即(213V～227V)，若超过上述规定应及时调整。3、电池以浮充为正常运行方式，浮充上限电流0．25C10A，(13A)。浮充电压为243V。4、当直流母线电压因直流负载或厂用电变化引起升高或降低时(在自动装置不正常的情况下)应及时调整充电装置使直流母线电压正常。5、直流系统概述。(1)本站直流系统使用的220V直流供电系统为艾默生网络能源有限公司生产的HD22010-2系列高频开关电源充电装置及12V德国阳光牌密封铅蓄电池配合组成。(2)蓄电池的基本规范本站采用德国生产的密封铅蓄电池，共18只，标称电压12V。(4)蓄电池的电气特性：该型号电池l0小时放电率时终止电压为10．8V放电电流为10安，容量100安时。三．充电、浮充电装置的主要功能：采用N极容错方式，充电装置采用K型高频开关电源，具有过压、欠压保护，当故障时能自动退出，三路变换器互为备用，提高设备可靠性。1．自动稳压：在用户整定的电压值上自动稳压运行，满足直流系统和蓄电池(浮充)长期可靠运行的要求。2．均衡充电：在对电池组均衡充电同时带直流负荷运行，首先对蓄电池限流充电。当蓄电池组电压达到整定的均衡电压时，装置自动转为均衡稳压充电状态。达到预定时间时，自动转为浮充。3．具有自动稳流功能：在用户整定的电流值上自动稳流对蓄电池充电，当达到额定充电时间或预定的蓄电池未期，充电器自动转为浮充。四、工作特点：1．交流380V电源经1＃、2＃、3＃电源模块整流后向蓄电池充电，并经自动调压装置向控制母线供电。2．成套装置还设有电压监察、绝缘监查。电源缺相、断相停电监查。直流控制屏还装有母线电压过高、过低、母线接地及蓄电池熔断器熔断，电池过压、欠压以上故障均有声光故障报警，并在触摸屏上显示故障类型及故障时间，同时通过RS485通信与微机监控系统联络实现遥信、遥测。3．有关参数浮充电压243V电流13A均衡充电电压253V均充态定时间≤180min蓄电池电压过高260V，过低200V。控制母线电压过高240V，过低200V单体电池过/欠压值──5.00V/10.50V4．均充、浮充转换条件：浮充转换为均充：浮充时间超过43200min或充电电流大于lA。均充转换为浮充：均充时间超过180min钟或均充电流小于0.1A。五、正常运行经过充放电循环充满电的蓄电池组即可投入正常运行，由三组电源变换器向蓄电池组稳压浮充，且提供控制母线电源。六、事故状态下的操作1、事故停电：蓄电池可不间断地向直流母线供电，此时应保留蓄电池50％以上的容量(即电压在210V)作为合闸使用。2、微机控制部分故障：(1)．在微机控制部分不能根据时间和蓄电池性能对蓄电池进行浮充与均充之间转换时，首先根据电池性能确定运行方式(浮充或均充)，再断开微机控制电源，调整PLC主控器的电位器1（均充电压调节）及电位器0（浮充电压调节）使输出电压满足运行方式的改变，此时蓄电池将不会根据时间及蓄电池性能而改变蓄电池母线电压。(2)在微机控制部分不能定期对蓄电池进行活化试验。在满足时间的要求时，断开交流输入，利用蓄电池组对控制母线及合闸母线供电、容量的损耗应不小于60％的容量，此时微机将不能自动记录放电容量，需根据运行人员记录蓄电池组输出电流采估算容量。在容量消耗至规定值后(50％容量)应合上交流电源。七、注意事项：1．在设备运行正常时，运行人员不要进行调整，特别是断开电源变换器开关，否则电池长时间得不到充电，以保证蓄电池长期可靠运行。2．蓄电池在运行一年之后需做1次激活试验，2次以上的均衡充电，并做好详细存档记录。微机控制正常的情况下应做好详细的有关记录，在微机故障下不能自动改变蓄电池运行方式时，应手动人为地定期进行运行方式的改变。3.蓄电池的巡视检查a．蓄电池外形是否变形膨胀、极板有无明显的腐蚀现象。b．蓄电池接线是否牢固，外表是否清洁、有无灰尘等。c．蓄电池温度是否异常，特别是在合闸操作后的温度。d．每半年应测量蓄电池的开路电压，每只蓄电池电压应保持在线10.5V～15V之间。e．不要单独增加蓄电池组中某几个单体电池的负荷否则造成单体电池间容量不平衡。第十章电气事故处理规程一、总则1、事故处理的基本原则和顺序。(1)事故处理的主要任务：a．尽速限制事故发展，消除事故的根源，并解除对人身和设备的威胁：b．用一切可能的方法，保护设备继续运行，保证上网的正常供电。c．在处理电气事故时，首先应设法保证厂用电的电源。(2)本站设备事故或异常或线路故障或系统故障开关跳闸等事故时，值班人员应坚守岗位，集中精神保证设备的正确运行方式，迅速检查和判断事故的性质、范围和地点并立即向调度报告事故情况，迅速执行调度下达和各项操作命令或按本规程的具体规定操作。(3)如果在交接班时发生事故，而交接班的签字手续尚未办理结束时，交班人员应当在岗位负责处理，接班人员应以助手身份协助处理。(4)在本站的设备上发生事故时，当值人员应遵守下列原则顺序消除事故：a．根据表计的指示、信号动作情况和设备的外部征象，判断事故的全面情况，并立即报告有关调度。b．如果对人身和设备有威胁时，应立即设法解除这种威胁并在必要时停止设备的运行。如果对人身和设备没有威胁，则应尽力设法保持或恢复设备的正常运行。c．迅速进行检查和试验，判明故障的性质、地点及范围。判明后对故障设备进行必要处理，对所有未受到损坏的设备，保持其运行。d．为了防止事故扩大，当值人员必须主动将事故处理的每一阶段迅速正确地报告调度。e．按时间顺序作好事故处理全过程的记录，并及时召开事故分析会。2．事故警报与人员召集和各级人员的相互关系。(1)凡发生重大事故或设备损坏时，当值人员应立即检查处理，并立即汇报值班领导。(2)当值值班调度员是所辖设备事故处理的直接领导人。发生事故时，当值值长，应迅速正确地向其汇报事故情况，执行其发布的事故处理操作命令。若发生严重事故、异常或障碍时，应尽快报告站领导或公司领导，一般性事故可待处理后报告站部。(3)当发生事故后与值班调度员联系不上时，值班人员应把镇青线35KV301开关转为冷备用，在保证厂用电的情况下，由值长带领处理事故。待通信恢复后，值长应及时向值班调度汇报处理情况，及30l开关的运行状态。(4)接受事故处理命令时，当值人员若认为调度员的命令有错误，应立即向其指出，并简要解释。当调度员确定自己的命令为正确时，当值人员不得拒绝执行。(5)当值值长是电站事故处理的直接领导人，应对事故处理的正确性和迅速性负责。参与处理事故的其他人员(含非当值人员)都应听从当值值长的安排，发现不正常现象应首先报告值长。(6)为了防止事故的扩大与蔓延，遇有下列情况时，当值人员可先进行紧急操作，然后报告调度和站领导。a．将直接对人身造成威胁的设备停电。b．将已损坏的设备退出运行。c．将有受损坏威胁的运行中的设备隔离。(7)事故处理时，如站领导在场，必须密切注意当值人员处理事故的动作，必要时应帮助他们，站领导均有权向当值人员发出指示，但不得与调度员命令相抵触。若站领导认为当值值长不能胜任事故处理，可指定他人或自己代替，并报告调度。二．电气设备事故处理：1．发电机的事故处理：按照本站《发电机运行规程》执行。2．电力变压器的事故处理：按照本站《变压器运行规程》执行。三、开关设备的事故处理1．开关的最常见故障有下列几种：a．操作机构拒绝合闸或拒绝跳闸b．直流操作电源不正常c．温度不正常d．气压不正常(SF6)或真空泡破裂(真空开关)e．弹簧储能机构故障2．开关拒绝合闸，首先应检查直流操作电源电压是否正常，若不正常，应调查后再合，如果合不上再检查电气回路和机构方面。电气回路应检查操作回路和合闸合路是否断线。机构方面检查辅助接点是否接触不良或早分、合闸伸拉杆位置是否妥当、挂钩和销钉是否挂牢，及传动部分是否卡涩或脱落等。当发现开关拒绝跳闸后，应汇报值班调度，转移负荷后手动跳闸，严禁将拒跳开关投入运行。3．当运行中的开关发现红灯不亮时，值班员应立即检查红灯熄灭的原因，若灯泡烧坏应立即更换，若为跳闸回路断线，应汇报调度转移负荷后，手动跳闸，并汇报值班领导，派人处理。4．当开关温度不正常时，应加强监视与调度联系减少负荷，设法降温，若温度继续上升，可按事故处理。5．开关在运行中发生下列情况应立即停用：a．人身触电b．套管瓷瓶破裂放电c．操作电磁线圈烧毁d．严重漏气、冒烟着火等。并向调度员和值班领导汇报。6.当有关刀闸接触部发热严重，须汇报调度，减少负荷，如该刀闸与母线连接，则尽可能停止使用，并及时处理。如系线路侧刀闸，则可减少负荷，继续运行，但须加强监视，并汇报调度和站领导。7.当误合刀闸时，在任何情况下，均不许把合上的刀闸拉开，只有用开关将其断开，才能将该合上的刀闸拉开。8.对于自动跳闸的开关，必须查明跳闸原因，是由于保护正确动作还是由于各种误动作(如人员的误操作，保护误动，操作回路故障，操作机构故障等)。四、互感器1、运行中的电流互感器二次回路开路时，当值值长应立即汇报值班调度员，派人处理并设法在CT附近端子处将其短接、解除受影响的保护，若开路地点在CT引线出口时，应联系调度，将该CT的开关停用。2．值班人员发现仪用互感器有下列现象，应汇报调度将受影响的保护停用并立即停止运行。a．PT高压侧的熔断管连续熔断2～3次。b．互感器发热过高且温度不断上升。c．互感器内部有“劈啪”声或其他噪音。d．线圈与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电现象。e．互感器内或引出线出口处有漏油或流胶现象。3.禁止使用刀闸断开有故障的CT，应用有关开关给予断开，以免发生事故。五、电力系统的事故处理：1、频率降低的事故处理：(当我站调频时)（1）．当电力系统的频率在48．5～49．5HZ时，值班人员应增加机组出力。直至频率恢复至正常范围，已达到电站运行机组的最大可能出力为止。（2）．当电力糸统的频率高于50．5HZ以上时，值班人员应降低机组出力，直至频率恢复至正常范围。2、电压降低时处理（1）．当电站发电机母线电压超过规定的允许偏差范围时，值班人员应调整发电机的励磁电流，使母线电压恢复至允许偏差范围之内。当发电机已带满负荷而母线电压仍低于允许偏差范围时，应报告值班调度员。（2）．当发电机的电流突然过负荷时，值班人员应降低励磁或降低负荷，但应注意不得使电压、频率下降到事故极限情况下。当电压、频率己降至事故极限值而发电机仍过负荷时，则应根据过负荷的多少，采取下列不同的措施：a．若过负荷大于15％，则可投入备用机组，以消除过负荷，但不允许降低有功出力或进一步降低励磁电流。b．若过负荷小于15％，而频率正常，则值班人员应报告值班调度员，采取措施，在事故过负荷所允许的时间内，将过负荷消除。3．发电机组与系统解列．（1）当电力系统发生全网崩溃。a．检查35KV301开关是否自动跳闸，若未跳闸应手动迅速切除。b．保持一台机组发厂用电或直接使用双通400V备用电源，并及时与调度联系。c．本站不许合闸强送电，若需要于送电，必须有值班调度员指令，并作好记录。d．若通讯中断情况下，检查35Kv线路侧确有电压后，可执行并网操作，通讯恢复后，再向调度汇报。4.接地故障(1)6．3KV母线系统发生单相接地信号时，值班人员应准确判断哪相接地，同时穿上绝缘鞋对有关设备进行外壳检查，检查时，严禁用手触及设备外壳，栅栏等接地金属部分。(2)35Kv系统发生单相失地时，则应按值班调度员命令寻找接地点。(3)当电站机组转子发生一点接地时，(如转子一点接地)为防止发电机再发生另一点接地而造成发电机失磁或烧坏铁芯，值班人员应设法消除。转子一点接地运行时间不得超过2小时。(4)值班人员巡视时发现6．3Kv系统设备发生弧光接地时，应迅速、正确地切断该设备电源开关，隔离故障点，报当值值长安排进行处理，事后汇报站领导或值班调度员。六、厂用电系统的事故处理1、厂用电电源中断时的事故处理（1）厂用电系统事故处理原则：尽可能保证厂用电设备的正常运行。（2）厂用电源由于继电保护装置的动作而切断造成厂用电中断，则应用倒闸方法立即手动将备用电源合闸。（3）．当直流系统失地信号出现或巡视中发现失地电压达100V以上(指集中失地)在查证是哪一极失地后(正极或负极)及时汇报值长进行寻找。2．保证厂用电源的方法：当与系统解列时，首先应保证厂用电源(特别是在讯期)，以供集水井水泵抽水，油泵起动、照明等使用。一般情况下先考虑双通电站400V的备用电源保证厂用电。当双通电站400V的备用电源不能正常保厂用电时(如讯期主付厂房进水，或区间来水量不足时)，值长应及时下令开机保证厂用电源。3．若预计厂用电不能在20分钟内及时恢复，值长应下令将调速器及油压装置主油阀关闭，以防压力油和压缩空气泄漏，引起其它设备故障。同时将调速器和油压装置的油泵控制切换开关切至”O”位。若厂用电已中断超过20分钟，在恢复之前也应切除调速器和油压装置的油泵，待倒闸操作结束后再分别启动各台油泵。目的是防止多台泵同时启动引起厂用电过流保护动作。第十一章水机运行规程一、机组停机后的曰常检查及定期维护1、机组停机后的曰常检查a．轮机主轴密封性能是否良好、无甩水现象，排水管连接是否完好、无渗漏，进出口是否堵塞。b．剪断销是否有松脱及剪断现象，信号器接线是否完好、无脱落和破损现象，控制环内是否有水，推拉杆是否变形、别劲，其限位螺母是否松动脱落;拐臂连杆上的限位螺钉是否松动脱落，导叶轴套是否存在漏水锈蚀现象;制动闸的铜管是否破损漏油;制动闸的行程开关及限位档块是否跑动，制动块是否复归，其磨损程度是否达更换要求。c．各导轴承油位．油色是否在标准范围内;其顶盖．侧盖及冷却器．油位显示器是否渗油。d．调速器开度及开限指示是否均在“0”位;主接力器行程是否到全关位并锁锭投入。调速器各反馈参数的调节螺钉是否松动。e．所有设备的电机．测温装置．行程开关等的接线是否完好;无折断．脱落和裸露碰壳（失地）现象。f．集电环上碳刷磨损程度是否均匀，以手测试弹簧压力是否一致，碳刷接线是否完好应无严重断股，对于集电环上的淤积碳粉应及时吹扫清理，碳粉过多应用汽油及时清洗并吹干。g．球阀止水环的启闭位置应该与综合屏的信号指示一致，管接头及伸缩节无渗漏，接力杆无变形扭曲现象，螺纹应无断裂。h．集水井抽水泵均能试验正常，水泵套管联接良好，水位仪显示正确你。i．调速器控制柜内销钉是否脱落，各杠杆连杆是否变形跑位，控制箱内部件是否正常，凸轮与轴连接牢固，位置与运行状态相符。j．以上停机后的曰常检查按当值分管该设备的人员进行责任划分，所有结果均需进行登记．发现缺陷应按缺陷 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履行手续。2、机组停机后的定期维护:a．机组由运行转热备用状态后，应将各导轴承于2h以后开启放油阀查看油质，合格后应重新加满至标准油位。b．各闸阀螺杆、调速轴，主接力器十字头，及控制环注油孔应于偶数月的10日白班进行添油。c．油压装置的过滤网，过滤器及各导轴承的冷却铜管，示流器；冷却水总管的过滤器应于每季度未月的20日进行拆卸清洗。另视丰水枯水季节的水质情况加强清洗密度。d．长期处于热备用及冷备用状态的机组每72h应启动运转30分钟，并记录相应的运行参数。二、机组开机前的检查及开停机操作、切换:1、机组开前的检查a．机组自动化保护屏的仪表指示正确，机组无故障和事故，各压板投入正确。b．动力电源正常，各切换开关投入位置正确。c．球阀在全开位置，开启指示“红灯”亮，蜗亮水压表压刀达正常水位下的压力值。d．调速器交流和直流电投入，开度开限指示指示均在“0”位，调速器在“自动”方式下。e．调速器紧急停机电磁阀不带电．在升起位置。f．调速器主油阀已开启，压油罐油压指示在标准参数范围内，油面指示保持在油标显示器的1/3—2/3处。g．止水环及球阀操作压力阀门均应开启。h．微机画面显示各开机条件满足。2、机组在启动过程中出现下列情况之一应立即停机a．轴承温度升高到60度及以上。b．水轮机调速机构失灵，机组过速。c．冷却水间断，不能正常供应。d．主轴密封渗漏至前导，一时无法恢复。e．剪断销剪断2个及以上。f．机组发生强烈振动，蜗壳内部发出强烈金属碰撞及磨擦声。g．发生危及人身设备安全的情形。3、机组在停机过程中须检查a．机组所带负荷为“0”，发电机电流为“0”，发电机油开关确已断开。b．机组制动装置良好，油压在标准参数范围内。c．调速器油压正常，主接力器无卡阻。在停机过程中应监视各设备相应动作情况，若设备发生故障应该立即改变停机方式，在自动停机时，应监视自动化装置动作情况，动作不到位时，监护人应指示操作人手动帮助完成，停机操作完毕应对机组进行一次预备的开机前检查，并将详细情况记录于运行日志上。4、机组开停机操作根据机组状态及自动化条件，选择自动或手动方式开停机；在开机时应严格执行“操作票制度”进行操作，启动过程中水机操作及监护人员密切注视自动化装置动作情况。动作不到位时，监护人指示操作人手动帮助完成，在机组启动后，值长根据安全．经济的原则选择运行方式；并于运行记录上作完整记录。（1）油压手动开机调速器主油阀全开，控制方式切为手动。调速器锁锭退出。机组制动闸退出。开度限制手轮开至空载位（电动或手动）冷却水压至标准参数值。（2）油压手动关机开度限制调至“0”位。锁锭投入。机组转速降到350r/min时制动刹车。（3）无油压手动停机调速器手轮旋进，开限黑针指示“0”位。转速调整黑针，调至“-10～0”位。机组转速降到350r/min，制动刹车。5、机组调速器的操作步骤（1）自动开机的条件：a、合交流、直流电源；b、程序处于运行c、调速器处于自动态（调速器操作屏上的手/自动指示灯处于自动态）；d、凸轮处于中间位置（从编码器看为一逗号）；e、接力器处于全关位置，全关行程开关触点接通指示灯亮；f、压力油打开；g、锁锭拔出此时，调速器处于停机等待态，准备接受开机令。(2)自动开机a、调速器接收开机令后，调速器操作屏上的开机指示灯将被点亮；b、机械开限自动打开至空载位置，然后，接力器自动开到空载开度，开机指示灯灭；c、当机组频率大于48Hz后，调速器自动投入PID调节。在此过程中，机组频率自d、动跟踪网频，若网频消失，机组频率将自动跟踪频率给定；e、当机组频率在允许范围内时，调速器处于空载态，等待接收并网令或停机令。(3)空载态至发电态a、调速器接收合油开关令后，调速器操作屏上的油开关指示灯将被点亮；b、机械开限自动打开至全开位置，全开行程开关触点接通指示灯亮，接力器开度仍然维持在空载开度；c、此时，按增功、减功按钮或通过中控室信号来增减负荷；d、调速器处于发电态，等待接收解列令。(4)发电态至空载态a、首先，用减功按钮或通过中控室信号来将负荷减至零；b、调速器接收跳油开关令后，调速器操作屏上的油开关指示灯灭；c、机械开限自动减至空载位置，接力器开度仍然维持在空载开度；d、此时调速器处于空载态，等待接收停机令或并网令。(5)空载态至停机态a、调速器接收停机令后，调速器操作屏上的停机指示灯将被点亮；b、接力器自动关至零，机械开限亦自动关至零，全关行程开关触点接通指示灯亮，停机指示灯灭；c、此时，调速器处于停机态，等待接收开机令或投锁锭。(6)自动切手动触摸操作屏上的手/自动键，调速器将自动切换至手动态，手/自动指示灯将指示手动态，其过程如下：首先，开限自动减至接力器开度位置，其次，凸轮转至全开以退出自动调节。此时，调速器即处于手动态，可通过开限增、减按钮或机械手轮来操作接力器。（7）手动切自动触摸操作屏上的手/自动键，调速器将自动切换至自动态，手/自动指示灯将指示自动态，其过程如下：凸轮恢复中间位置以进行自动调节，此时如调速器处于空载态，开限将自动开至空载开限位置，如调速器处于发电态，开限将自动开至全开位置；此时，调速器即处于自动态。（8）自动时的调速器状态调速器操作屏上的手/自动指示灯处于自动指示灯；（9）手动时的调速器状态调速器操作屏上的手/自动指示灯处于手动指示灯；（10）事故停机调速器操作屏上的停机灯亮，调速器柜上的事故停机灯亮，事故停机电磁阀动作，此时机械开限保持不动。注：请排除故障后，尽快复归电磁阀。（11）重要提示：直流电源由于是供给操作回路使用的，直流开限电机和事故停机电磁阀使用直流电源，所以，当直流电源消失时，开机、合油开关、跳油开关、停机过程中直流开限电机将不能自动操作，但可以手动操作机械开限；事故停机时，电磁阀将不能动作。6、机组运行中的监视和维护每隔一小时，对机组各有关运行参数进行记录一次；运行人员必须彻底了解设备的运行备用、检修状态；检修人员将设备检修完毕须与运行人员将检修情况彻底交接。（1）认真检查调速器运行中的工作状态a．要求运行稳定，屏幕显示正确，并应无异常摆动和卡阻现象；如发现自动调速失灵或不稳定，应立即改变相应的运行操作方式以将故障部件退出运行或立即停机并检查处理b．凸轮与电机及编码器连接良好，无松动现象，凸轮位置与运行状态相符。自动或手动调节时凸轮能正常转动。c．液压元件及切换阀无严重渗漏，各锁锭罗母应无松动现象，发现异常应汇报。d．调速器控制柜内各杠杆，销钉应无松动，脱落现象，并定期在铰接处加润滑油。e．调速器各油管，接头处应无渗漏现象。f．压力油箱应保持正常油气比例。g．油泵运行正常，声音和振动无异常情况，自动打油回路接点完好，能按油压上下限正常停止和运动打油。h．安全阀和逆止阀不允许有剧烈振动，发现振动应查明原因及时处理。调节系统各整定值，如有变化，应及时处理和汇报。（2）水轮机在运行中的监视a．机组运行声音正常，无异常振动情况，无异常气味b．导叶轴剪断销，拐臂配合良好，动作到位c．导叶轴套无渗漏d．油、气、水管无“三漏”现象和阻塞情况e．真空补气正常，真空压力表指示正常f．控制保护屏上功率表与频率表指示正常（3）发电机及各导轴承的监视a．各轴承油位合格，油质检验良好，轴承温度正常，与室温负荷变化相适应无突然升高或过高现象。b．发电机定子温度无异常，运转声音正常，定子电流指示在额定值内。c．对集电环碳刷应检查：1碳刷无火花和卡住现象；2碳刷架清洁无杂物；3碳刷软铜线完整接触良好。7、油气水系统运行中的检查（1）油系统供机组导轴承润滑使用，并供调速器及球阀和制动闸液压操作用，运行中油的检查维护应遵循下列几点a．运行中的透平油应颜色透明，无混浊变浓现象，适宜在40度左右运行。b．不允许将新油注入不合格的旧油中混掺以求提高质量，否则会加速油的老化。c．不允许将不同牌号的油抽共同使用，油抽使用后应用干净的布擦洗外表，并存放于通风处d．各轴承运行中应固定正常油位上限，开机时油缓慢下降才是正常现象；若油位上升则说明冷却器漏水，应及时停机查明原因处理后再开机。e．运行中油呈乳白色或换油时轴承有生锈现象则说明油中含有水份。f．换油时应将轴承进行清洗，油过滤后再注入设备运行。g．各操作油压管路连接完好，各液压元件无渗漏油现象。h．油管路中各阀门位置与运行要求相符，其编号牌上启闭指示正确。（2）冷却水系统供轴承冷却及消防用水两用，排水系统由集水井积水后用1台水泵抽排出厂房，运行中注意事项如下：a．运行中压力值保持在正常参数值内。b．集水井水位指示应正常，水位探头接线良好，运行人员应严密监视水泵自动运行，在自动无法操作时应手动操作。c．冷却水压力正常，水压保持0．8~0．9mpa，并可视各轴承和定子温度进行相互调节。第十二章水轮发电机组故障一、机组过速1、产生原因a、电气事故：甩负荷、励磁消失、油开关跳闸b、调速器低油压事故或液压放大机构故障c、水机事故：温升过高，导水机构缺陷，剪断销半数剪断2、现象a、机组高速沉闷回转声b、发电机转速表指示增大，有功表指示下降c、微机监控系统发出“机组过速”信号，强减可能动作，紧急停机机电磁阀动作3、处理a、立即关小导叶开度至“0”位b、机组转速稳定后，复归事故停机信号及调速器紧急停机电磁阀，并记录报告上级。c、再次启动后，应检查振动、摆度及轴瓦温度；情况严重者停机检查各有关部分的配合情况。二、轴承温度不正常上升1、产生原因a、轴承油位过低，油质劣化，污浊、渗水等b、甩油环无法正常甩油c、冷却水故障d、轴承间隙过小2、现象a、温度表读数上升得很快b、轴承座外表很烫3、处理a、检查各部有无漏油；油面、油色是否正常合格b、检查轴承内部有无不正常声响c、检查轴承冷却水管路各设备正常，示流信号器，冷却铜管及各阀门应无堵塞。d、在降低负荷进行处理无效后应停机检查处理。三、机组振动或摆度值增大1、产生原因a、导轴瓦磨损，间隙增大b、导水叶进水不均，单面进水c、负荷低效区，汽蚀振动剧烈d、地脚锣丝松动，轴线失调等e、磁力不平衡，及调速器自动控制失灵2、现象a、瓦温相对升高b、蜗壳、尾水管内部振动，磨擦声异常c、真空表摆剧烈，指示降低d、发电机运转声音异常，定子温度指示升高3、处理a、由振动导致温升过高应保持机组热备空转，观察各部份振动、摆度情况b、重新检修导水机构或拆卸转轮c、由汽蚀造成可升高机组负荷，远离低效区d、由于辅助设备导致应停机处理，对地脚螺栓、轴瓦间隙或调速机构进行检查四、导水机构故障失灵1、产生原因a、剪断销2个及2个以上剪断b、推拉杆跑位、憋劲c、控制环变形2、现象a、微机监控系统发出“剪断销剪断”信号b、主接力器关到极限，但推位杆死行程较大，导致导叶无法完成关闭，机组转速无法下降c、控制环动作无法执行开关导水叶命令3、处理a、关闭球阀及止水环，反复开关开限手轮进行剪断销更换b、将主接力器关到极限，切为手动操作，进行调节推拉杆行程，直至能完全关闭导水叶c、停机关闭球阀，对控制环进行全开，全关试验，找出受阻点并通知检修班五、主轴密封漏水严重1、产生原因a．主轴密封内填充料磨损严重或甩水盘变形跑位。b．主轴密封排水管堵塞。c．洪水期间下游水位高于机组轴线。2、现象a．机组在转运行至某个负荷区主轴大量甩水3、处理a．停机关闭球阀增加填充料或锁紧甩水盘b．疏通主轴密封排水管六、轴承冷却水压表压力跳跃1、现象a．冷却铜管进水压力表变化抖动剧烈b．回水管水量较少，温度偏高c．机组轴承温度上升2、产生原因a．冷却器铜管堵塞或示流信号器堵塞b．顶盖取水管路堵塞或稳压池供水管路堵塞c．各阀门阀芯松动脱落导致无法正常开关3、处理a、停机检查冷却铜管及示流器b．检查顶盖取水管路或稳压池供水管路c．对所有阀门进行短行程式开关试验，另对照相关水压表抖动变化情况再行处理七、机组出力摆动1、现象a．发电机出力摆动b．蜗壳水压表，尾水真空表指示摆动c．调速器开度指示摆动2、产生原因a．负荷或水位过低，导致水轮机压力脉动b．当压力脉动频率同发电机的自振荡频率重合，产生共振，从而引发发电机出力振荡．3、处理a．调整负荷脱离共振区b．检查真空补气情况，补气压力恒定八、电刷冒火花1、现象a．集电环处碳粉增多，同时接角面火花溅出b．可听到不同程程度的碳刷跳动声2、产生原因a．碳刷紧固弹簧过松，造成碳刷无法与集电环紧密配合，产生过多碳粉b．转子励磁绕组有短路c．机组振动过大3、处理a．重新调整刷握弹簧压缩量后，用气吹扫碳刷架及换向器b、用直流电压法查出短路点加以处理c．调整负荷，设法降低机组振动值九、调速器油压下降1、现象a．微机监控系统发出“调速器油压异常”信号，电铃响b．油压表压力显示下降至2.0Mpa以下c．压油罐油标显示器油位下降迅速2、产生原因a．厂用电源消失，电机保护空气开关跳闸b．油泵或其电机出现故障无法持续打油c．控制压力表故障或电机控制回路故障d．压油罐或油管道有破裂或阻塞现象3、处理a．检查电源及自动化二次回路，查明是否由于电气故障再进行处理b．检查油泵电机是否烧毁c．查控制压力表是否正常，压力指示值是否正确d．若油压持续下降至事故值<1.8MPa>以下时，自动停机失灵，应压紧急停机电磁阀停机。十、油泵打油至上限后仍无法停止1、现象a．油压表指示超出上限整定且压油罐剧烈振动b．油标显示器内显示油位继续上升2、产生原因a．控制压力表故障或整定值错误b．安全阀整定值由于长期运行跑位而无法排油3、处理a．手动切除油泵电动切换开关至切除位b．放油阀开启，使油压降至正常值c．重新调整安全阀调节紧固螺母，并开启油泵使之打油，看是否到上限值后排油d．若仍无法停止，应重新更换控制压力表十一、开机初始，主配压阀剧烈跳动1、现象a．辅助接力器活塞杆上下抖动，开度显示随之摆动2、原因a．辅助接力器油腔过大，停机后易积存空气开机时这些空机引起振动b．主配压阀活塞受污油粘滞，无法在开机后移动，造成上下串动3、处理a．停机关闭球阀后，手动控制手轮使主接力器移动全行程2~3次，排除空气b．通知检修人员十二、两台机组并列运行时串负荷摆动1、现象a．系统周波变化使调速器波动，速动性好的调速器较快恢复至平衡位置。b．运行速动性差的调速器调节过程保持其调节输出，当各部件将要回复至平衡位置时，瞬间系统扰动引起速动性好的调速器产生再调节，于是形成串荷。2、原因a．两台机调速器的永态调差系数bp值均整定过小b．两台调速器传递变速机构的杠杆灵敏度不一致，个别存在死行程3、处理a．适当增大速动性差的调速器bp值，减小速动性好调速器的bp值b．调整两台调速器的缓冲时间常数T&值到尽可能相一致的数值，以弥补死行程十三、调速器增减负荷动作缓慢1、现象a．主接力器移动速度缓慢，负荷增减不够灵敏2、原因a．参数调整不当，造成稳定性高，而速动性差b．主配压阀行程过小3、处理a．增大永态调差系数bp值和缓冲时间T&值b．按调保计算要求，整定主配压阀行程十四、压力钢管破裂1、现象a．钢管剧烈振动，并激射水流2、原因a．由于调节设计时间失准，且辅助上下限螺母跑位，造成甩负荷时间变短水压力剧增b．钢管焊接处破裂造成3、处理a．若闸阀前压力钢管破裂应紧急关进水处闸门b．若闸阀后压力钢管破裂则强行关闸阀c．机组在破裂瞬间应保持空载以减小水锤压力分接位置�高压���电压(V)�电流(A)��1�40420���2�39460���3�38500�94.5��4�37540���5�36580���低压��电压(V)�电流(A)��6300�577.4��1、运行参数和状态2、定值查询和修改3、控制命令4、事故和故障记录5、装置信息F=00.00NO:00Ia=000.0Ua=000.0Ib=000.0Ub=000.0Ic=000.0Uc=000.0I0=000.0U0=000.0P=000 Q=000----------------------------------00:00:00密码******电流系数0008.0控制命令分闸合闸SD06.0111:34:23I=05.2U=038.5-------------------------------GL10.0814:02:45I=04.8U=045.2-------------------------------LX=12.2322:18:55I=02.1U=032.0LH-B02VERSION：2.012001.10.23.0510:45:5814