中梁二级水电站运行规程
重庆市巫溪中梁二级水电站
运 行 规 程
(试行)
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2010年08月10日
序 言
中梁水电站位于重庆市巫溪县境内，由中梁一级电站、中梁二级电站、中梁三级电站三个梯级电站组成。工程所在水系大宁河为长江三峡段北岸的一级支流，发源于大巴山南麓，从北向南，贯穿巫溪、巫山两县，于巫山县城东注入长
2江，河流全长162.0km，流域面积4181.0km。
中梁二级电站由首部建筑物、引水建筑物、厂房和开关站组成。首部建筑物位于半溪沟口下游约400m处，包括挡水坝、拉沙闸和右岸进水口，挡水坝为非控制的自由溢流式混凝土低滚水坝，堰顶高程427.40m，最大坝高9.0m，拉沙闸布置于滚水坝右端，为有坎宽顶堰型平底闸，底板高程422.40m，引水建筑物布
3置在右岸，明流引水，设计引用流量51.75m/s，包括右岸进水口、无压隧洞、压力前池及压力钢管。进水口布置在拉沙闸右侧岸边，下接无压引水隧洞，总长8.193km，城门洞型，压力前池置于隧洞末端，采用正向进水式，正常运行水位
33421.80m，总容积5500m，有效容积2500m。压力前池与厂房采用明敷钢管相连，一管一机供水方式，单管长87.58m，内径2.2m。厂房置于下堡镇大水溪左岸，为岸边地面式厂房，内装3台HLA208-LJ-114型水轮发电机组，单机容量0.8万kW，总容量2.4万kW。开关站布置在厂房左端下游，为露天开敞式。
本规程规定了中梁二级水电站水轮发电机、主变、10KV配电装置、110KV升压站和公及辅助系统运行方式，操作维护及故障、事故处理。
本规程适用于中梁二级水电站运行人员、管理人员、检修维护人员等生产管理人员。
下列人员应遵守和熟悉本规程:
公司生产经营分管领导、总工程师、车间主任、车间副管理人员:主任、安全员及其他有关管理人员。
生产人员:值班长、运行值班员、检修维护人员及其他有关生产人员。
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目 录
第一章 水轮发电机运行规程.............................................................................................. 4 1. 引用
标准
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............................................................................................................................. 4 2、水轮机结构说明 .................................................................................................................. 4 3、水轮机名牌及其它主要参数 ............................................................................................... 6 4、水轮机运行规程 .................................................................................................................. 9 5、水轮发电机结构说明 ........................................................................................................... 9 6、水轮发电机运行操作 ......................................................................................................... 10 7 水轮发电机的巡视与检查 ................................................................................................. 13 8 水轮发电机故障、事故处理 ............................................................................................. 14 第二章 变压器 ....................................................................................................................... 17 1、引用标准 ............................................................................................................................ 17 2、设备铭牌参数: .................................................................................................................. 17 3 、变压器运行规定 .............................................................................................................. 18 4、 运行方式及规定 .............................................................................................................. 18 5. 变压器继电保护 ................................................................................................................. 20 6、 运行维护 .......................................................................................................................... 20 7、 故障、事故处理 .............................................................................................................. 21 第三章 励磁系统运行规程 ............................................................................................. 22 1、概述 ................................................................................................................................... 22 2、引用标准和技术资料 ......................................................................................................... 22 3、励磁变压器 ........................................................................................................................ 22 4、励磁调节器 ........................................................................................................................ 22 5、 HWJT-08DS使用及操作 ................................................................................................. 22 第四章 调速器
操作规程
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................................................................................................... 30 1、调速器主要技术参数 ......................................................................................................... 30 2、调速器油压装置参数: ..................................................................................................... 30 3、调速器的主要功能: ......................................................................................................... 31 4、主要特点: ........................................................................................................................ 31 5、系统工作原理 .................................................................................................................... 32 6、调速器的操作 .................................................................................................................... 33 7、调速器的维护 .................................................................................................................... 34 第五章 倒闸操作 ................................................................................................................... 35 1、操作指令 ............................................................................................................................ 35 2、操作票................................................................................................................................ 35 3、倒闸操作注意事项及规定 ................................................................................................. 35 4、倒闸操作的基本步骤、规范及要求 .................................................................................. 36 5、调度正式发布操作命令 ..................................................................................................... 37
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6、操作票的管理 .................................................................................................................... 39 7、倒闸操作的举例 ................................................................................................................ 41 第六章 辅助设备 ................................................................................................................. 45 1、厂用电................................................................................................................................ 45 2、油系统................................................................................................................................ 46 3、气系统................................................................................................................................ 48 4、水系统................................................................................................................................ 50 5、水工建筑物维护 ................................................................................................................ 52 6、起重作业安全操作............................................................................................................. 52
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第一章 水轮发电机运行规程
1. 引用标准
本规程是根据机组制造厂商提供的技术资料，有关技术标准并结合本站实际情况编写，所引用的主要标准有:
DL/T710—1999 《水轮机运行规程》
反击式水轮机空蚀评定》 GB/T15469-1995 《
GB/T10969-1996 《 水轮机通流部件技术条件》
GB755-87 《旋转电机基本技术条件》
GB/T7894—2001 《水轮发电机基本技术条件》
DL/T507—2002 《水轮发电机启动试验规程》
2、水轮机结构说明
中梁二级水电站水轮机是由昆明电机有限责任公司生产的立轴混流式水轮机，并带有焊接金属蜗壳，蜗壳包角为345度，采用单管单机引水方式,压力钢管管径2.2m，单管长87.58m,转轮型号为HLA208-LJ-144,装置形式为立轴混流式，旋转方向为俯视顺时针旋转。
2.1 组成
水轮机主轴与发电机主轴直接连接。主要由导水机构、转动部份、主轴密封、控制机构、埋入部份、管路系统等组成。
2.2 埋入部分
埋入部分包括蜗壳、座环、尾水锥管、尾水肘管及机坑里衬等
2.3、蜗壳
蜗壳的材料选用可焊性好的低合金钢板制作，蜗壳设置一个,600mm的进入门，装有向外开的门铰链，铰链牢固地装在外侧，铰链销子材料为不锈钢，并有足够的间隙。为了密封的目的，在门框上设不锈钢带帽螺丝与O形橡皮密封环或其它相当的密封结构，门的内表面与蜗壳的内表面齐平，法兰钻孔并攻丝，采用不锈钢顶起螺丝。进入门设置一个手柄。
2.4、座环
a) 座环采用无蝶形边平行式的铸焊结构。
b) 座环用地脚螺栓固定在混凝土支墩上，机坑里衬用螺栓固定或焊接到座环上。顶盖用螺栓固定到座环内侧。
2.5、尾水管
a)尾水管的型式采用弯肘型，自基础环出口延伸到肘管出口。在尾水管里衬顶端为不锈钢管段，下段里衬材料为普通碳素钢。
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b)尾水管进口设置4个不锈钢测压测头，各测压测头位置与模型上各测头位置相对应。
c) 对于每台机尾水管提供1套带有整套蜗轮蜗杆传动的操作机构、轴和轴座的,300盘形排水阀，该阀安装在尾水管的最低点，操作机构在水轮层。在机组运行中尾水管盘形排水阀不漏水。
2.6、转轮
转轮采用抗空蚀、抗腐蚀和具有良好焊接性能的0Cr13Ni4Mo不锈钢材料制成(包括上冠、叶片和下环)。
2.7、主轴
水轮机轴用锻钢锻制，带有锻制法兰。水轮机主轴上端的法兰与发电机轴法兰直接连接。
2.8、主轴密封
2.8.1) 主轴工作密封
a)在导轴承下方，主轴通过顶盖的部位设置主轴工作密封，能在水轮机不排水和不拆除水轮机导轴承、导水机构和管路系统的情况下进行检查、调整或更换密封元件。
b)工作密封元件是耐腐蚀材料。密封采用水润滑和水冷却。
c)工作密封是自补偿型的，在运行中，对密封元件的磨损可进行自动调整。
2.8.2)主轴检修密封
a)为防止在机组停机时漏水，在工作密封下方设置主轴检修密封，采用压缩空气充气的橡胶密封。
b)检修密封由电站压缩空气系统供给压力为0.4-0.7MPa的压缩空气。设有带报警的联锁装置，以防止在充气条件下启动水轮机，并保证排气后检修密封和主轴脱离。
2.9、水导轴承
a)水导轴承是稀油润滑的巴氏合金瓦衬的自润滑轴承，由分块可调轴瓦和可拆卸的分半轴承体组成。
b)冷却器设置在油槽内，冷却水由电站技术供水系统供给，进口水温不高于28?，冷却器的额定工作压力为0.2MPa，最高工作压力为0.6MPa，但冷却器强度能满足承受0.9MPa试验压力的要求。冷却器采用紫铜管制造，冷却水可向冷却器的两个管口中的任一管口进入，从另一管口排出，即冷却器进出水管口可以互换。
c)设有轴承检修供排油管，冷却水管，示流信号器、过滤器，阀门及其附件。
d)导轴承要安全地承受飞逸转速5min而不被损坏，导轴承能在冷却水中断情况下运行20min而不损坏轴瓦。允许必要时从最大飞逸转速惯性滑行直至停机(不加制动)的全部过程，导轴承能安全承受。
2.10、导水机构
2.10.1) 控制环
控制环采用钢板焊接结构。控制环底面装有环向导轨和抗磨板，抗磨板具有自润滑性能，不需要润滑油系统。
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2.10.2) 导水叶保护装置
a)当两个或多个导水叶在关闭过程中被异物卡住时，导水叶保护装置能保护其它导水叶完全关闭。保护装置的型式采用剪断销:当两个或多个导水叶在关闭过程中被异物卡住时，剪断销被剪断，使导叶自动脱开与其它导叶的联接，此时，其它未被异物卡住的导水叶将正常关闭。
b)剪断销配有动作信号监测系统，当剪断销动作时发出指示和报警的电气信号。提供水轮机坑内所有需要的触头和导线，信号导线接到水轮机端子箱。
c)导水叶能在机组减负荷和紧急停机情况下，当限位装置打滑时发出指示和报警的电气信号。
2.11、导水叶接力器
水轮机采用高油压调速器，导水叶操作接力器的压力油来自机组的调速系统，额定油压为16MPa。
a)接力器容量
在最小有效油压差(即在事故低油压，并考虑管路压力损失时)下，全部接力器的容量满足导水叶承受最大水力矩时，调速器按规定的导水叶关闭或开启时间驱动导水叶的需要，在决定最小有效油压差时，估算接力器与调速器之间的管路压力损失。
每个接力器装设慢关闭装置，以便必要时放慢关机速度。但慢关闭装置不限制空载和全开导水叶位置之间的正常移动速度及开启速度。
b) 行程限制装置
每个接力器设置手动的行程限制装置以正确限制接力器的行程在任何位置上。
c)锁定装置
在接力器上设置可靠的锁定水轮机导水机构的油压操作锁定装置，以便水轮机导水叶能可靠地锁定在关闭位置上。导水叶锁定机构包括带触点的限位开关。限位开关在锁定装置完全啮合或脱开时动作。在接力器上还设置合适的手动操作的机械锁定装置以便能确实可靠地锁定水轮机导水叶在开启或关闭位置上，在手动锁定装置上装设挂锁。
2.12、空气补给系统
为了满足水轮机在导水叶部分开启状态下稳定工作的要求，水轮机该设置自然补气系统。自然补气系统能自动开启和自动停止。尽可能减少由于自然补气而导致水轮机效率降低。不采用强迫补气系统。
3、水轮机名牌及其它主要参数
3.1、水轮机名牌:
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机组编号 1#-3# 型 号 HLA208-LJ-114 额定功率 8340KW 设计水头 53M 设计流量 17.32 m3/s 额定转速 428.6转/分 飞逸转速 826转/分 浆叶片数 13片 导叶数量 20片 转轮直径 1.44m 水机总重 48.927T 出品编号 S2009-54 3.2发电机名牌:
型 号 SF8000-14/2860
标准编号 GB / 7794
额定容量 9412KVA
额定功率 8000KW
额定电压 10.5KV
额定电流 517.5A
额定励磁电压 171V
额定励磁电流 364A
额定功率因数 0.8(滞后)
相 数 3
额定频率 50Hz
定子绕组接线法 Y
额定转速 428.6r/min
飞逸转速 826r/min
惯量矩 GD2,1tm2
电机总重 72T
出品年月 2009.10
3.3、主要参数
3.3.1、机组在额定水头，发额定出力运行时，突甩负荷的最大转速升高率不超过 50 %。
3.3.2、机组在最大水头，发额定出力运行时，突甩负荷的蜗壳最大压力上升值不超过
50%，壳最大承压为0.92Mpa;导叶关闭时间为6s，GD2=77 t?m2。
3.3.3、在进相运行情况下，当输送功率为8MW时，最大进相深度cos,为 0.95 。
3.3.4、 发电机在额定电压、额定转速、额定功率因数和额定出力时的效率保证值不低
于 97,。
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3.3.5、短路比1.06
3.3.6、定子绕组冲击耐压值不小于 42.6 kV 3.3.7、定子绕组工频耐压(rms)值，不小于 24 kV 3.3.8、最高温度或温升不得超过(当发电机负荷为 9.41MVA时):
测量方法 a)定子铁芯温升 80 k 检温计法 b)定子绕组温升 80 k 检温计法 c)励磁绕组温升 90 k 电阻法
检温计法 d)最高导轴承温度 60 ?
e)最高推力轴承油温 50 ? 检温计法 f)最高推力轴瓦温度 55 ? 检温计法 3.3.9 、中性点接地方式:经避雷器接地;补偿措施:消弧线圈。 3.3.10、发电机主要部件尺寸
a、定子机座外径(包括冷却器) 3450 mm。
B、定子铁芯内径 2300mm。
C、转子直径 2270 mm。
D、发电机主轴直径 450 mm
E、发电机主轴长度 4940 mm
3.3.11、冷却系统
a)冷却方式 密闭循环空气冷却
b)冷却器数量 4
c)冷却水温为28?时全部冷却器所需的冷却水量100m3/h。 d)冷却器最大工作压力 0.6 MPa。
e)冷却器最大承受压力 0.9MPa。
3.3.12、制动系统
A、制动闸瓦材料的说明 东方电机厂生产的非金属无石棉制动瓦 B、制动闸瓦的数量 4
C、正常制动气压 0.7 MPa。
D、正常制动耗气量 0.5 m3/次
E、强迫制动气压 0.8 MPa。
F、强迫制动耗气量 0.6 m3/次。
G、投入机械制动时的机组转速120r/min。
H、机械制动投入至机组停机所需的时间60s。
I、不加制动时发电机从额定转速至停转所需的时间 300 s。 3.3.13 电气资料和数据
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A、励磁绕组绝缘等级 F 。
B、定子绕组每相并联支路数 2
C、定子绕组槽数 144
D、定子绕组绝缘等级 F
4、水轮机运行规程
4.1 水轮发电机组是全站最重要的机电设备，为确保机组的安全经济运行和人身安全，生产管理人员必须严格遵守本规程，凡违反者，值班人员有权制止和拒绝执行，并汇报 有关领导。
4.2 机组正常运行时的主要保护和自动化装置，其运行退出需由调度下令或公司分管生产经营领导批准。
4.3 机组应在规定的运行范围内运行，并及时进行合理调整运行工况，避免运行中振动，噪音超过允许值。
4.4 机组受到较大的冲击或甩负荷等情况时，应对转动部分、连接部分及支撑处进行检查，当机组飞逸时，应采用紧急停机的方法迫使机组停机，停机后通知检修人员进行全面检查。
4.5 在负荷不变的情况下，机组轴承瓦温较前1小时升高2-3?时，应检查冷却水系统的工作情况，同时检查机组摆度、振动有无增大情况，查明原因，并及时处理。
4.6 任何机组必须定期进行巡视和维护，未经值长许可，不得进行任何检修工作。 5、 水轮发电机结构说明
5.1(概述
本电站水轮发电机由定子，转子，上，下机架及其它辅助部分组成; 定子安装在埋入混凝土基础的定子基础板上，随发电机配置将机座与基础板紧固和使二者间保持定位的螺栓和楔子板等，上机架固定在定子机座上面，内装推力轴承和上导轴承，转子靠推力轴承悬吊在定子铁心内，下机架装在定子下方的基础上，内装下导轴承，转轴下端与水轮机刚性联接，上机架上面装设集电环炭刷装置引入励磁装置提供的励磁电流。发电机层和水发机联轴法兰处装有上下盖板使机坑与外界隔离，发电机内设水灭火装置和长期停机时使用的电加热器装置。机。组制动通过制动器用气压制动，高压油顶转子，制动器采用气压复位。四个空气冷却器均匀分布在机座周围。基础板、紧固件能安全地承受在运行时由于突然短路故障引起的暂态力矩，及半数磁极短路的单侧磁拉力。电机的冷却方式为密闭自循环空气冷却，靠装在机座壁上的44.2、个空冷器进行热换，其热量由冷却水带走。
5.2(定子
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定子由机座,铁心,线圈等部件组成
a)定子机座:采用不同厚度的碳素结构钢板组焊而成，机座直径φ3450mm，高1870mm，机座不分瓣，为整体结构。
b)定子铁心:铁芯采用0.5mm厚优质电工钢板冲制的扇形冲片,经迭片,压装而成.
c)定子线圈:定子线圈为圈式叠绕组，由2支路组成、星形连接. 绕组绝缘采用多胶环氧粉云母带包裹的绝缘结构，并进行模压成型，使绝缘和线圈成为无空隙的严密而均匀的整体。线圈表面用低高阻半导体带进行巧妙的防晕处理后有较高的防晕性能。机组经长期运行后,仍能保持良好的防晕效果.绕组起晕电压高,能保证电机在各种工况下不起电晕.
.3(转子 5
转子直径为φ2270mm，转子包括主轴，转子支架，磁轭，磁极，制动环等主要部件, 主轴用优质锻钢加工而成;转子支架直接热套在主轴上;转子磁轭整体圆环式与转子支架键联接，整个磁极用鸽尾牢固地固定在磁轭表面。
主轴:发电机主轴用20SiMn锻钢锻制，并带有锻制法兰。主轴的下端法兰直接连接到水轮机主轴上法兰。它与水轮机主轴联接后构成机组的轴系。该轴系设三道支点，其临界转速大于机组飞逸转速的1.25倍.
5.4、轴承
发电机具有上下导轴承和推力轴承，轴承和推力轴承的瓦数量为 8个，为刚性支承。导轴瓦材料为巴氏合金，推力头镜板材料为锻钢45A，推力瓦表面材料为氟塑料;导轴承布置于推力轴承上面。推力轴承和导轴承均采用润滑油在油槽内部自循环的冷却润滑方式。
5.5(集电环与电刷
集电装置由集电环和碳刷装置组成。集电环布于上支架上部的端罩内,为支架式整
结构, 集电环材料钢45，碳 刷是D252电化石墨，碳刷盒型式是恒压刷握 。
5.6(制动系统
本机组在下机架的支臂上装有4制动闸瓦，它是非金属无石棉制动瓦; 正常制动气压为0.7Mpa，强迫制动气压0.8Mpa。投入机械制动时的机组转速120min。制动器装有复位信号装置;以监视制动器的状态。
5.7(空气冷却器
本发电机选用4台高效穿片式空气冷却器，空气冷却器为铜管通水和散热片散热的密闭循环空气冷却方式。冷却水温为28?时全部冷却器所需的冷却水量100m3/h，空气冷却器通过法兰与技术供水系统连接。
6、 水轮发电机运行操作
6.1 开机操作
6.1.1、机组开机前应检查
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a)无任何事故信号，
b)调速系统，轴承油系统，技术供水系统，制动系统及发电机冷却水系统均正常
c)各保护、信号及自动装置均正确投入 6.1.2、 机组的启动可用自动和手动方式，正常开机以上位机自动开机为主。
6.1.3、机组自动开机条件(见附图1) a)机组在停机状态。
b)发电机出口开关在分闸位。
c)快速闸门在全开位置。
d)冷却水电磁阀在全开位置。
e)空气围带排气。
f) 调速器油压装置压力正常。
g) 调速器液压锁锭拔出，接力器锁锭拔出，。 h)机组各设备与上位机通信正常且在远控状态。 i)机组无故障。
j)机组控制PLC，开机准备好灯亮。
6.1.4、机组自动开机条件具备后，在中控室上位机发开机令，机组按程序自动开机。
停机到空转(见附图2)
6.1.5、机组开机过程中应注意下列情况: a)导叶动作情况。
b)机组的声音及振动情况。
c)机组转速上升情况。
d)各轴承温度上升情况。
e)油压装置工作情况。
f)润滑油的工作情况。
6.1.6、手动开机在下列情况使用:
a)检修后第一次开机。
b)调速器自动方式故障或远控系统故障。 c)机组检修试验。
d)自带厂用电情况 。
6.1.7、手动开机操作步骤:
a)检查机组各系统正常，开机条件满足。 b)开启各辅助设备，确认工作正常。
c)将调速器状态开关切至手动位。
d) 手动调节导叶开度，至95%Ne后手动起励, f) 满足并网条件，并网。
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6.1.8、机组自动方式开机流程:(见附图5)
6.1.9、开机前，均应对机组进行全面检查。
6.2、停机操作:
6.2.1、机组停机前应检查制动系统气压正常，正常停机采用自动方式， 6.2.2、 机组停机过程中，应监视制动系统工作情况，当机组转速降至30%NE时，制
动投入刹车，当自动失灵时，应改为手动刹车。制动气压0.7MPa，使机组制动。 6.2.3 、停机过程中遇导叶卡阻、剪断销剪断，机组无法正常停下时，应立即关闭前池
进水阀迫使机组停机。
6.2.4、机组停机后，应检查发电机各冷却系统等是否退出，制动系统是否复位等情况。 6.2.5、手动停机在下列情况使用:
a)机组控制电源消失、或不能自动停机时。
b)调速器自动方式故障或远控系统故障。
6.2.6、手动停机操作步骤:
a)发电机与系统解列。
b)发电机手动灭磁。
c)在调速器上操作机组停机。
e)转速降至30%Ne时制动投入。
f)转速至零后，退出制动系统。
g)关闭机组各辅助设备，查制动有无复归。
6.2.7、机组自动方式停机流程:(见附图11)
a)发停机命令。
b)机组自动降有无功为零。
c)发电机出口断路器跳开。
d)机组发电状态灯灭。
e)调速器导叶全关。
f)转速降至30%Ne时制动投入。
j)转速至零后，所有停机联动继电器复归。
h)关闭机组各辅助设备。
注:以上开停机操作均以上位机的流程图为准;所有操作详见后面的开停
机流程图。
6.3 机组转检修操作:
6.3.1、机组的检修必须按《调度规程》的有关条款办理申请手续，再按照调度批准的时
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间将机组转入检修后，应及时汇报调度。
6.3.2、 水轮机大修应做好如下安全措施:
a)机组停机并做好电气方面检修隔离措施，即将发电机转入冷备用。 b)关前池水进口阀、尾水检修闸门并做好防止误开的安全措施。
c)打开机组蜗壳及尾水进人口，尾水管排水阀，同时启动检修排水泵抽干尾水管内残水。 d)手动将导叶打开至全开位，同时关闭调速器主油阀，并做好防止误开的安全措施。 e)退出机组辅助设备。
6.3.3、设备经过检修后，值班人员应进行全面检查，并会同检修人员进行必要的启动操作，同时要求检修人员进行以下检修交待:
a)设备所修项目及检修简况涉及设备结构的更改或运行方式变化，必须提供详细的技术文件。
b)设备尚存在的问题及运行中应注意的事项。
d)设备是否具备投运条件。
c)设备检修后各项参数是否符合规程的要求。
7 水轮发电机的巡视与检查
7.1 运行中的机组应及时记录各轴承温度，检查油位油温、油压及冷却水压力，并按规定的时间、线路进行巡回检查。
7.2 备用机组停机时间超过72小时以上时，应顶转子才能开机.
7.3 水轮机各部的巡回检查项目:
7.3.1、操作层的检查项目:
a)查调速系统工作正常，具体见《调速系统运行规程》
b)查机组LCU装置工作正常，具体见《监控系统运行规程》
c)查机旁动力柜、油泵动力柜工作正常
d)查动力柜相相电压、各支路电流指示正常，无过载现象。
e)查动力刀闸接触良好，各开关投入正常，各电缆连接可靠，无过热现象。 f)查柜内各二次接线良好，无松动、过热现象。
g)查动力柜面板各电源指示灯、工作指示灯指示正常。
h)查柜内各中间继电器无跳动、热继电器无动作。
i)查制动测温柜、仪表指示正常。
j)测温装置工作正常，机组各轴承瓦温、发电机冷热风温及定子温度均在允许范围。 k)查制动装置进气压正常，在自动工作状态，各管路阀门位置正确，无漏气现象。 l)查机组运行时制动装置在复归状态、停机时在制动状态，开停机时能够按转速自动投退。
m)查柜后各电源开关投入正常，各接线良好，无松动地热现象。
7.3.2、发电机机坑检查项目:
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a)发电机出线电缆联接可靠、无过热、放电现象。
b)机坑内干燥、照明良好，温度适中。无结露、积水、积油现象。
c)机组运行中振动正常，无异音，异味。
d)具齿盘测速装置工作正常，接线良好，。
e)组合轴承回油箱、水导轴承回油管油流量计显示值正常。
f)各油、水、气管路及阀门无渗漏。
g)查各轴承测温引线接线良好。
h)转子接地保护碳刷与大轴接触良好，无电火花。
i)查机坑内各部件之间连接紧固，无松动、脱焊现象。
7.3.3、水机检查项目:
a)导叶接力器动作正常，无抽动现象，推拉杆背帽无松动，结合面及管路地渗漏。
b)导叶连杆连接正常，连杆背帽无松动。
c)导叶剪断销信号装置接线良好。
d)导叶轴套、转轮室、伸缩节和尾水管进人孔各结合面无漏水，无裂缝、螺杆无松脱。
e)各系统阀门位置正确，阀门及管路无漏油、漏水现象。
8 水轮发电机故障、事故处理
8.1 当机组发生故障时，中控室报警，上位机信息栏显示“XX故障”同时故障项目变红灯，值班人员应立即查明原因并及时处理。
8.2 冷却水系统故障
8.2.1 原因:冷却水系统故障
8.2.2 处理步骤
a)运行中如出现冷却水中断，应立即排除;当瓦体温度不超过60?，油槽内热油温度不超过50?时，可以暂时运行;在此其间应时刻监视油温、瓦温上升情况，恢复冷却水时，要缓慢调整至正常压力。
b)若为冷却水系统故障，应检查空冷器是否停动，水系统阀门位置是否正确。若空冷器停运，应检查冷却水是否进入,阀门位置是否正确
8.3 机组轴承瓦温异常升高处理
a)若为机组轴承瓦温升高信号，应查系哪一瓦温报警，并与巡检温度及历史数据比较，判断瓦温是否确实升高。
b)密切监视其变化情况，若温度在均匀地继续上升，这时调整机组负荷后无效应系统地调停机，并通知检修人员检查。
c)若温度稳定在一固定值上，应检查是否工况不佳引起，同时亦应通知检修检查温度的真实情况和温度计是否正常。
8.4 发电机冷、热风温度异常升高处理
a)发电机冷、热风温度升高，冷风温度接近热风温度，应检查发电机空冷器运行是否正
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常，出水阀是否误关。
b)若热风温度异常升高，应检查风机是否停运。
c)若冷热风温差正常，冷却系统工作正常，应根据定子温度适当调整发电机负荷。 d)停机过程中剪断剪断，此时可将调速器切手动，缓慢将导叶关闭停机，转速降至
30%NE时应手动刹车。
以上处理仍无效，则应关闭前池进水闸门并停机，通知检修人员再进行相应处理。 8.5 事故发生后，对事故前的运行方式，有关参数，事故时的现象和信号应详细准确
地记录事故信号只有在值长许可后方可复归。
.6 机组发生事故时，值班人员应根据下列
原则
组织架构调整原则组织架构设计原则组织架构设置原则财政预算编制原则问卷调查设计原则
立即进行处理: 8
8.6.1 监视机组自动停机情况，当自动装置动作不良时应手动帮助。 8.6.2 维持正常设备及厂用电的安全运行，防止事故扩大。 8.6.3 事故处理完毕，经站长和调度同意开启备用机组。
8.6.4 机组事故停机后应进行全面检查，对事故的情况和经过向调度及领导准确汇报。
8.10 机组事故保护
8.10.1 事故停机
a)轴承温度过高
b)电气事故
c)调速器事故低油压
d)手动事故停机
机组事故停机动作于跳出口开关，事故停机电磁阀动作关导叶 8.10.2 紧急停机
a)事故停机中剪断销剪断
b)手动紧急停机
c)机组过速140%Ne
d)机组过速至150%Ne主配压阀拒动
紧急事故停机除按事故停机流程停机外，还动作于前池进水闸门。 8.11 机组运行中遇下列情况之一时，应按紧急停机按钮停机， a)确系发电机着火或冒烟
b)励磁变灭磁开关处冒烟
c)空冷器漏水，机坑内漏水严重
d)机组瓦温迅速上升，达事故保护值未动作
e)机组转动部分发出持续明显金属撞击声时，
f)发生其它严重威胁设备和人身安全的现象时
8.12 轴承瓦温过高事故处理
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8.12.1、现象:中控室语音报警音响，上位机信号栏显示“x号机组轴承温度过高”，机组负荷甩至零，出口开关跳闸，机组事故停机
8.12.2、处理
a)若温度确已达到事故保护值，计算机应动作事故停机，若不动作应立即按下紧急停机按钮作用于关机，此时应监视机组停机刹车动作过程。
b)查确哪一个轴承温度过高，记录轴承所有温度
c)比较事故点温度计显示的温度与其他测点温度，判断是否为表计误动。
d)通知检修维护人员检查温度计及测温回路是否正常，并将事故情况汇报有关领导
e)若判定为表计误动所至，经检查设备正常后重新并入系统运行
8.13 调速器事故低油压
8.13.1 现象:中控室语音报警音响，上位机信息栏“x号机调速器事故低油压”机组甩负荷至零，跳发电机出口开关，机组事故停机，油压低于12MPa以下。
8.13.2 处理
a)监视机组停机制动过程，自动工作不良时应切手动进行操作，
b)检查调速器油箱油位是否过低，并及时通知维护人员加油处理
c)若主备泵均未启动，应检查调速器系统管路是否破裂跑油或油压系统内部大量串油。
d)若主备泵均未启动，应检查油泵电源是否消失，空开跳闸，热继电器粘死，没法恢复油泵电源
e)若油罐压力正常，则应检查保护是否误动
f)事故停机过程中应注意观察调速器油箱油位变化情况
g)故障排除后，油压装置工作正常，机组恢复运行
8.14 机组过速事故
8.14.1 现象:中控室语音报警音响，上位机信息栏显示“号机组过速” 机组140%Ne过速，机组事故停机甩负荷，机组发出异声。
8.14.2 处理
a)若保护正常动作应密切监视机组停机制动过程，自动工作不良时应切手动运行
b)若保护未动作时，应立即按紧急停机指令，并密切监视停机过程的动作情况，事故停机过程，应特别注意调速器油箱的油位变化情况
c)若调速器自动动作失灵，应切手动关闭导叶
d)通知检修维护人员检查转速信号装置是否正常
e)机组过速后应做好安全措施，对转动部分进行全面检查，检查无异常及调速器均正常后，经电站站长同意后方可恢复机组运行。
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第二章 变压器
1、引用标准
DL/T 572—95 《电力变压器运行规程》
GB6450 《干式电力变压器》
2、设备铭牌参数:
中梁水电站二级电站110KV主变设备铭牌参数
型号 SF10-31500/110 额定容量 31500KVA 额定电压 121000/10500V 额定电流 150(3/1732A 额定频率 50HZ
相数 3 联结级别 YNd11 (户外式) 绝缘水平 LI480AC200-LI325 AC140/LI75AC35 冷却方式 ONAN/ONAF 运行容量 67%/100% 短路阻抗 10(32% 空载电流 0(15 空载损耗 22650 负载损耗 125327
总重 43t
油重 8.0t 添加油重 1.8t 上油箱重 4.5t
器身重 25t
运输重 30/36t 油箱耐受真空 80kpa
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高压 低压 分接位置 开关联结 电压(V) 电流(A) 电压(V) 电流(A)
1 2-3 127050
2 3-4 124025
3 4-5 121000 150(3 10500 1732
4 5-6 117975
5 6-7 114950
增加厂变内容
3 、变压器运行规定
3.1、我站主变及所属励磁整流变、站用变均属公司生建部管辖，凡一次设备退出或投入运行以及设备更改应向公司生建部申请，由公司生建部批准和下达命令，停送电操作由当值班长统一指挥。
3.2、主变压器停送电必须经调度批准，并得到调度命令后方可进行停送电操作。 3.3、变压器严禁无主保护运行，运行中的变压器因故需退出主保护(纵差、瓦斯保护)，必
须经公司和调度批准。
3.4、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，其接头应贴
上示温片。
3.5、变压器从零升压操作完毕后必须给予运行5分钟后经检查正常方可操作开关送电。 4、 运行方式及规定
4.1、运行定额
a)各台变压器在规定的冷却条件下，可以在铭牌规定数据内连续运行。 b)变压器在运行中由于各种损耗而产生发热，使变压器绝缘油温升高，为了防止变压器绝缘油迅速劣化和线圈绝缘老化，应严格控制上层油温不得超过85?，最高不得超过90?。 c)变压器事故过负荷倍数与允许过负荷时间。
变压器 油浸式变压器 油浸式变压器
干式变压器 类别 (强冷) (自冷)
过负荷 1.2 1.3 1.6 1.75 1.3 1.6 1.75 2.0 3.0 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6
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倍数
允许时间 150 90
7 2 120 30 15 7.5 1.5 60 45 35 20 5 (分)
d)在事故过负荷中变压器通风及冷却装置应全部投入运行，并且无论在任何情况下，其上层油温或线圈温度不得超过规定值，否则应立即限负荷。
e)变压器绝缘电阻规定,变压器大小修及预防性试验，在停电后及送电前，应测量绝缘电阻值，并将电阻值及油温、环境温度进行记录。
变压器绝缘电阻不应低于下列数值:
电压等级(KV) 0.4 10.5 110
合格电阻(MΩ) ?0.5 ?10.5 ?110
摇表(V) 500 2500 2500 4.2、运行操作规定
4.2.1、变压器停电检修，必须测量其绝缘，并将所测量数据记录在交接班记录簿中。 4.2.2、变压器停电操作规定
变压器停电应先断开负荷侧#101开关，后断开电源侧#901开关。
4.2.3、变压器检修后必须完成下列工作后，方具备送电条件。
a)工作人员全部撤离工作现场，工作票交回，场地整洁，无遗漏工具、杂物等; b)油枕及套管油面应正常，温度计指示正确，防爆管或释压器安全膜完整; c)变压器各部应清洁、完整、无渗漏油、外壳接地完好;
d)瓦斯继电器完好，导线完整，阀门位置正确;
e)变压器引线连接良好，瓷瓶无破裂，不歪钭，示温片贴上，相色漆明显; f)呼吸器完好，硅胶无受潮变色;
g)冷却器各阀门位置正确，自动控制回路完好，风扇试转良好。
4.2.4、拆除所有安全措施,包括接地线、临时遮栏、标示牌并收回存放原处。 4.2.5、变压器送电的规定
a)变压器具备送电条件时，先投入信号和操作保护电源，及相应的保护和冷却系统，将变压器转入热备用。
b)主变充电试验必须进行三次充电合闸，充电过程均应派专人监视主变本体及充电开关运行情况。
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c)变压器分接头位置调整应根据运行需要将变压器转检修状态并做好各项安全措施，然后方可调整变压器接头的工作。
调整变压器分接头时应检查位置标志是否正确，还必须用毫欧表或测量用电桥检查回路d)
的完整性和三相电阻的均一性。
e)变压器分接头调整后，电气值班长必须在《运行交接班记录簿》内详细交待，说明情况。
4.2.6、变压器运行中应投入全部保护及自动装置，不得在无保护情况下运行，作为主保护的重瓦斯和差动保护必须投跳闸。
4.2.7、新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于24小时(110KV及以下为24小时)。若有特殊情况不能满足规定，须经站部批准。变压器带电前应排尽套管升高座，散热器及净油器等上部的残留空气。
5. 变压器继电保护
5.1、差动保护运行规定
变压器差动保护运行中必须投跳闸，运行中发现差动保护异常可能造成误动时，应及时与检修人员联系，并向站长汇报，紧急情况可先行将差动保护停用(1LP压板退出)，事后立即汇报。差动保护退出期间，变压器重瓦斯及其它后备保护均应全部投入。 5.2、瓦斯保护运行规定
a)运行中的变压器，重瓦斯保护应投跳闸，轻瓦斯保护应投信号位置。 b)更换硅胶或处理吸潮器或瓦斯继电器经过检修或校验复装后，重瓦可改投信号，4小时后，无异常改投跳闸位置。
c)在重瓦斯投信号期间，主变差动，其他变压器电流速断保护不得退出。 5.3、变压器电流速断保护动作，应详细检查变压器本体情况并测绝缘。 6、 运行维护
6.1、值班人员对运行中的变压器，应进行定期和不定期检查。
6.2、每次短路故障后，应对变压器进行全面检查，天气或环境恶劣时，对变压器应进行特别检查。
6.3、变压器正常巡回检查项目:
a)检查油枕、套管内的油色，油面高度及油箱有无渗、漏油。
b)检查油枕、吸湿器、瓦斯继电器、防爆筒、释压器等无异常现象，硅胶颜色不变。 c)各控制箱和二次端子箱门应关严，无受潮。
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d)雷雨后应及时检查记录变压器各侧避雷器动作情况及在线监测电流参数。 e)瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。 7、 故障、事故处理
7.1、变压器运行中发现有下列情况之一时，应立即报告站领导和调度，联系停电处理。
内部响声不正常或响声性质特别。 a)
b)在正常负荷和正常冷却方式下，油温比平常不断升高。
c)防爆管膜破裂，但未喷油、喷烟或喷火。
变压器有较严重漏油现象或上盖有杂物掉落，危及安全运行。 d)
e)大盖边塞垫和法兰盘根向外凸出。
油色混蚀，经化验不合格。 f)
g)油位低于最低油位线以下。
h)套管有裂纹，有闪络放电现象。
7.2、变压器有下列情况之一时，如保护未动作跳闸，应立即停电。
a)内部声音突变，且音响很大，很不均匀，有爆裂声。
b)油枕或防爆筒，释放器喷油、喷烟、喷火。
c)在正常负荷和冷却方式下，有不正常的高温且逐渐上升，并有主变故障信号出现。 d)有严重漏油现象，油枕油面降至油面计最低油面线以下，无法止漏。 e)油的颜色骤烈变化，(混蚀带焦)出现炭化。
f)套管有严重的破损和放电现象。
g)变压器着火。
h)变压器铁壳破裂大量漏油。
7.3、主变压器跳闸处理注意事项
a)主变开关跳闸时，迅速稳住各机组转速正常，检查厂用电系统及直流系统，并与调度联系。若差动保护及重瓦斯保护同时动作，在未查明原因前，禁止送电。
b)变压器着火处理:迅速断开主变两侧开关，用干式灭火器，四氯化碳灭火器及砂子灭火，开启风扇及用水浇外壳，以帮助内冷，避免燃烧与爆炸。
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第三章 励磁系统运行规程
1、概述
本站采用自并激静止电压源可控硅整流励磁系统。
自并激静止电压源可控硅整流励磁系统由励磁电源变压器、三相全控桥可控硅整流装置、灭磁装置、防止整流器交、直流侧暂态过电压的装置、双微机励磁调节器、电力系统稳定器、各辅助功能单元、起励装置、励磁系统控制和保护装置、电源装置、变送器、电流和电压互感器等组成。
2(引用标准和技术资料
DL/T751——2001 水轮发电机运行规程
HWJT-08DS双通道励磁调节器用户手册，武汉洪山电工科技有限公司。 3(励磁变压器
本站采用的是环氧树脂浇注，干式防潮自冷型励磁变压器。
励磁变压器的铭牌
型 号 ZLSCB9-250/10.5/0.325 额定容量 250KVA
接线组别 Yd11 生产厂家 四川华电特种变压器公司
4. 励磁调节器
本站采用的是HWJT-08DS双通道励磁调节器，是由武汉洪山电工科技有限公司开发研制的一种新一代型微机励磁调节器，它是现代控制理论、计算机技术和励磁控制技术相结合的高科技产品，它的硬件主要由以下部分构成:1(双通道微机控制器2(励磁监控单元3(独立励磁电流调节通道(选项)4(可编程逻辑控制回路(选项)5(调节系统功率输出 (1)功率整流桥(分可控硅整流桥及IGBT开关式功率输出)(2)发电机灭磁装置(线性灭磁及非线性灭磁)(3)发电机转子过电压保护装置(4)起励装置。
5. HWJT-08DS励磁系统使用及操作
5.1 系统介绍
HWJT-08DS微机励磁控制柜由双套微机励磁调节单元、脉冲功放电源和一台工业控制计算机组成。
5.1.1调节器主机板
“切脉冲”按钮
当某套调节器的脉冲开关处于“切”位置时，此调节器不输出脉冲信号，但与它并列的
22
另一套不受影响。如果将两套调节器的脉冲开关都切掉，整个励磁系统将没有励磁电流输出;但装置仍然带电，调节器的测量、运算、保护各单元仍照常工作，一旦脉冲开关重新闭合，调节器将按当时的计算结果输出控制信号。所以，在操作脉冲开关时，要注意当时被操作调节器输出的大小，也就是它的输出占空比或可控硅的触发角的大小。
5.1.2 控制柜按钮和开关
励磁装置提供工作电源的各供电回路都装设有小型断路器，励磁设备的工作电源分别取自厂用直流和相应的交流电源(参考设备出厂图纸)。两路电源经过隔离后作为调节器的控制和脉冲电源。对于HWJT-08DS励磁调节器，失去任何一路都不会影响励磁调节器的正常运行。但如果励磁装置失去厂用直流，其直流操作回路(远方调节)将无法工作，但装置的励磁输出不会有变化。
励磁监控单元(工控机)的电源为厂用交流220V供电，失去此电源工控机将无法工作。
5.2 励磁监控单元
HWJT-08DS励磁调节器通过励磁监控单元实现人机界面、试验录波、故障录波及通讯等励磁调节系统的后台功能。
其开机和关机必须严格按照计算机的正常顺序进行。
正常开机，自动进入HWJT-08DS微机励磁显示系统，如果退出励磁监控系统回到WINDOWS界面，可以双击桌面上的“HWJT-08DS微机励磁系统”快捷图标再次进入。
5.2.1 主界面
内部操作按钮
主界面右下角的控制按钮与主菜单的作用是一样的，将鼠标放在按钮上，点击左键，可以进入各个子界面，点击退出按钮，则退出ECS-3000励磁监控软件。
在系统原理示意图中，我们可以直接看到当前机组的系统图。在系统状态、工作参数、控制系统中可看到系统当前值及当前状态。按“返回”按钮返回主界面。
5.2.2 控制单元子界面
控制单元子界面中，状态灯分别表示各通道控制单元子系统的状态(红灯闪烁为有效)。数据显示的为A 、B通道控制单元子系统的实际值，鼠标在英语符号上停留时，会显示相应的中文含义。点击白色按钮分别对单个通道发送命令，蓝色按钮则是对两个通道同时发送命令，发送命令后软件将会自动进行录波，并跳到录波界面。点击“返回”按钮，回到主界面。
5.2.3 特殊控制
在A通道表计，B通道表计中，以表计形式直接显示发电机电压、发电机电流、发电机有功、发电机无功、励磁电流、调差电压、电压给定、自动输出、电流给定、手动输出。表计显示的是参数的实际值，表计底部数据显示的是参数的标么值(标么值为实际值与额定值的比值)。界面中状态灯分别表示通道控制单元子系统的状态(红灯闪烁为有效)。点击“开机”、“停机”、“阶跃”和“录波”按钮对励磁系统发送相应命令，发送命令后软件会自动进
23
行录波，并跳到录波界面。点击“返回”按钮，回到主界面。
5.2.4 参数设置
控制单元参数设置一共有四页。
修改参数步骤如下:点击“修改当前参数”按钮，此时所选参数将清空，未选参数变灰，点击界面左下方的数字键盘进行数值输入，“退格”按钮删除上一次输入的数字，修改完成以后，按“修改确认”按钮存盘并发送到A、B通道，并会提示参数是否发送正确。按“返回”按钮回到主界面。
5.2.5 机组参数设置
发电机参数的修改，首先点击“修改”按钮，再点击界面右上方的数字键盘输入数值，输入完成后点击数字键盘中的“应用”按纽来保存参数。“用户名称”及“励磁方式选择”可直接修改，点击“修改应用”按钮保存设置。在通讯口设置中可以设置COM1，COM2，COM3，COM4分别代表的是A通道控制子系统，B通道控制子系统，功率、灭磁、变压器单元，监控系统通讯的通讯接口中的某个接口，点两击“设置”按钮，设置完成后再点击“修改应用”按钮保存设置。点击“返回”按钮返回主界面。
5.2.6 故障录波
在励磁系统发生故障时，系统会自动录波，记录故障前后两分钟的数据，并存入文件中，进入“读取录波文件”界面可以将文件载入查看。
5.3 装置操作
5.3.1 开机操作
如果机组刚结束大修或小修，调节器处于断电状态。进行开机操作时可参考以下步骤:
1) 恢复励磁装置在检修期间被打开的各处接线，检查各电源保险处于切断位置，然后向调节器送直流操作电源。然后，送灭磁开关合闸电源和励磁装置起励电源。
2)如果灭磁开关未合，合灭磁开关。
3)测量电源保险原边的各电压值，确认无误后投上各保险，投3SA、2SA、1SA。
4)通过调节器插件面板上的电源指示灯确认调节器电源工作正常。励磁监控单元显示屏上无异常指示。(如果“灭磁”红灯亮，请检查灭磁开关是否未合，或停机令未复归)
5)如果是自动起励流程，检查自动起励压板是否投入。
6)投功率部分的交流刀闸，随后合直流开关，检查各开关位置指示正确。
以上步骤完成后，机组即可开机升压。如果机组一直处于备用状态，运行人员在开机前需检查的项目是上述第2、4、5项;如果机组已处于运行状态，运行人员进行定期巡视时需检查第4项。除此之外，还应注意功率柜的均流状况，和每台功率柜励磁电流表的指示是否和平常位置接近。
如果励磁系统采用自并激方式，需投入起励回路为发电机提供初始励磁电流。如果起励回路投入7秒(此时间可整定)后机端电压仍未升至30%额定位置，将会发出一个“起励失败”信号。此信号必须手动复归才能开始下一次起励操作。所以，发电机起励建压必须满
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足以下条件:
1)FMK合上
2)发电机出口断路器未合上。(发电机处于空载状态)
3)起励失败继电器未动作，或已复归
4)机组转速达到95%，且调节器收到开机令，如果此时“自动起励压板”投入，励磁装置自动开始起励;否则，只有手动按下起励按扭，起励过程才会开始。
起励开始后，发电机的机端电压会升至起励前调节器预先设定的电压给定值。一般情况下，此预设值都设为100%额定。如果发电机需进行梯升(国标新名称，即原递升―缓慢调节)加压，而不想使机端电压一次性升至额定值，可参考以下两种方法:
方法一、
1)开机前，修改调节器的“开机置位值”，使其由默认的“10000”改变为“2000”或其它所需数值。此值决定了起励建压后端电压的幅值，“10000”对应额定机端电压。
2)正常自动开机。起励自动开始后，机端电压将会升至预先设定的开机置位值。。
方法二、
1)开机前，切“自动起励压板”。
2)开机后，待机组转速升至额定后，观察调节器的电压给定已经被置位，然后操作“减磁”按钮将其减至期望值，该值必须大于20,。
3)按下“起励”按钮，机端电压将升至给定值。
起励操作结束后，即可操作“增磁”按钮将发电机端电压逐步升至额定。完成发电机梯升(递升)加压试验。
5.4 停机操作
1)减有功负荷至零。
2)减发电机无功负荷至零(同时进行)。
3)发电机与系统解列，向励磁装置发“停机”命令，机端电压自动降为零(在机组停机降转速的过程中，调节器可能会由机端PT测得电压频率低于45HZ，引起“低频保护”动作。所以，中控室“励磁故障”光字牌会动作，此为正常现象。当PT电压足够低后，调节器的“低频保护”和中控室光字牌均会自行复归)
5.5 投入和退出
1)如前所述，如果投运励磁装置，那么励磁装置的开关、按钮必然处于如下状态:
FMK(灭磁开关)合上，起励电源投入;
所有电源断路器1QF~7QF投入;
1SA1、1SA2、1SA3投入;
“切脉冲”按钮，“灭磁”按钮弹起(未按下)
功率柜的交流侧刀闸、直流侧开关处于“合”位置;
如果自动开机，则自动起励压板投入，并且向调节器发“开机”(或95%转速信号)令;
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如果以手动方式起励，则需在转速升至额定后，确认调节器的电压给定正确置位，然后操作“起励”按钮起励升压。
2)欲使励磁装置退出运行，则向其发出停机令，然后分断FMK。如有必要，切功率柜的交流刀闸、直流开关，使励磁装置的功率回路完全退出。如果欲在装置运行时退出某一台功率柜，一定要先切直流侧自动开关，然后切除交流侧刀闸;如果欲在装置运行时退出某一套调节器，一定要先按下此套调节器的“切脉冲”按钮，然后切相应的1SA1或1SA2。
3)如果使励磁装置完全停电，则需在完成措施“2)”的基础上，切1SA1、1SA2、1SA3和1QF~7QF。注意:在切1SA3和4QF之前，一定要确认励磁监控单元(工控机)屏幕出现“可以安全关闭计算机”字样。为达成此目的，需在退出“XX电厂#X机励磁监控程序”之后，点击“开始”任务栏，然后点击“关闭计算机”。
综上所述，如果机组以自动方式开机、关机，其升压、灭磁过程均能自动完成。运行人员只需进行“增/减磁”操作来控制发电机机端电压或无功功率大小。一般不需要进行其它操作。检修人员可参考以上说明，在装置启、停过程中正确操作设备
5.6 异常处理
5.6.1 一般性异常
在运行过程中，如果励磁装置发生“过励保护”动作，则相应的故障调节器将会自动退出。同时，“励磁事故”光字牌亮。假如两台调节器均发生上述故障，则装置自动退出运行。如果有其它种类的异常发生，则中控室“励磁故障”光字牌亮，具体是哪一种异常信号可由励磁监控单元显示屏面板上异常指示灯(红色)指示。例如:
“断线”灯亮，表明励磁PT或仪表PT发生断线故障，调节器自动转至未断线PT工作。机组可照常运行。一旦PT故障恢复，断线信号复归。
“过励”灯亮，表示“过励限制”动作，调节器将限制其输出。励磁电流下降至整定值，经过大约20秒延时(与限制后的电流情况有关，在保证发电机转子良好散热后，过励才会复归)，过励限制复归，调节器照常运行。
“低励”灯亮，表示“低励限制”动作，调节器将限制其输出进一步下降。励磁电流自动增加，低励状态解除，低励灯熄灭，调节器照常运行。
“低频”灯亮，表示调节器测得的PT电压频率比整定值低，“低频保护”动作，调节器将电压给定清零，也即输出为零。
“灭磁”灯亮，表示调节器将电压和电流给定清零，使机端电压和励磁电流下降为零。
“低频”和“灭磁”的动作结果相同。都是使励磁装置输出为零。且两者在发电机并网后被闭锁失效。
以上所述为励磁调节器内部的各种保护功能，这些保护动作信号均作为励磁装置运行中的异常信号，并不表示调节器有故障或损坏。
5.6.2 事故和故障
真正意义上的励磁事故是过励保护，励磁调节器的“过励保护”动作会使该套调节器自
26
动退出，同时“过励保护”信号亮且不能复归。“过励保护”并不等同于前述之“过励限制”，后者在调节器限制输出后能自动复归，且调节器能继续运行。
如果#1，#2调节器的“过励保护”均动作，励磁装置将退出运行。“过励保护”信号灯保持至装置断电后才能复归。
处理方法:这种情况是已有明确定义的励磁故障。发生上述情况后应停机检查装置的相关单元是否正常。
除此之外，运行中还可能发生的其它故障:
1)功率柜输出电流异常
现象:两柜电流不一致且相差较大。
在正常条件下，功率柜的均流系数一般不劣于85%。
功率柜电流不均衡可能是由功率柜元件损坏引起的。例如某只整流管损坏或快熔分断导致此支路开路，供给变流回路的直流电压下降使其输出下降;但由于调节器会维持机端电压恒定，另一柜的输出电流就会随之增大。
处理方法:一旦遇此情况，运行人员应降低励磁电流的输出，减少功率柜的电流负荷，如果有机会，最好能停机检查。
2)功率柜单柜运行
在发生1)、或下述4)、5)情况时，有可能使励磁装置单功率柜运行，在单柜运行时，必要时使用功率柜内的冷却风扇降低功率器件的温升。
3)励磁变压器温升或噪音过大
现象:励磁变压器的测温仪表指示某相温度超过115?
一般励磁变压器配有冷却风机，风机会在变压器本体温度达到90?时启动。超过130?时报警。一般情况下不会有温升过高的情况出现。
处理方法:如果温度上升至到115?，可能是风机未启动或变压器本身的问题。一旦温度持续上升达到130?，应停机检查。
假如变压器在运行时发出与往常不同噪音和振动，很可能是由三相电流不平衡所至。检查功率柜的输出电流是否均衡，处置方法同前功率柜输出电流异常“1)”项。
4)功率柜快熔分断
现象:功率柜柜门上的熔断指示灯亮，同时中控室有“励磁事故”光字牌发出。
此故障会导致功率柜输出电流不一致。
处理方法:如果是单柜有熔断器熔断，退出该功率柜，发电机可以正常运行，调节器自动限制强励的倍数。如多台功率柜都出现此类故障，应立即停机处理。
5)功率柜直流侧开关跳开
现象:功率柜在正常运行时突然将直流侧出口开关跳开，柜门指示灯指示其为“分”状态。
功率柜发生过流会引起该柜出口开关跳开，除此之外只能是开关误跳或误操作开关。
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处理方法:同前“1)”项电流异常。
6)调节器电源故障
现象:调节器外输入正常，电源插件指示消失。
此现象表明此调节器内部电源有故障。励磁装置的运行由另一台调节器执行。
处理方法:按下故障调节器的“切脉冲”开关，使其退出运行。待将来停机后再作处理。
7)发电机无功摆动
现象:发电机的无功发生振荡，且不能平息。
处理方法:通过励磁监控单元的液晶显示屏观察调节器的占空比或可控硅的触发角输出是否有大幅波动。选定有故障或异常的(如无故障或异常，选Hg波动较大)一台调节器，按下它的“切脉冲”开关使其退出运行。如果故障未消失，弹起此调节器的“切脉冲”开关，使其重新投入。然后切除另一台(发电机的有功摆动也会引起其无功变化，调节器会控制这种无功变化使其不会成为摆动，但转子电压可能会比平常的变化范围大，这显然是一种正常现象。不同寻常的无功摆动有可能是因系统波动或相邻机组负荷变化引起的;调节器本身的测量或功率回路异常也会引起发电机端电压或无功负荷的波动，但这种可能性较小)。
8)发电机无法建压
现象:正常开机时，机组转速已经达到额定，但发电机无机端电压。
处理方法:首先检查是否有“起励失败”信号。如果有此信号，证明起励操作的条件均已满足，应重点检查下列项目:
,起励电源是否投入,
,“灭磁”按钮是否处于“断”位置,
,功率柜的交流刀闸和直流开关是否合上,
,调节器的电压给定是否置位成功,
如果无“起励失败”信号，则可以断定起励条件未满足，重点应核查下列条目:
,灭磁开关合否,
,“自动起励压板”是否投入,
,自动开机令到来否,
无法建压的原因排除后，可在机组维持额定转速的情况下，手动起励升压。
综合各种异常情况可以看出，励磁装置的功率部分出现异常后，应及时降负荷以保证发电机和励磁设备继续安全运行，并尽可能停机处理为宜。控制部分出现异常后，调节器会试图利用各种保护功能使得发电机继续运行，如异常情况仍持续甚至扩大，则可将其视为励磁发生故障，应停机检修。
5.7注意事项
5.7.1 运行人员注意事项
1)不允许修改HWJT-08DS微机励磁调节器的工作参数
2)不允许在发电机空载建立电压后进行阶跃操作
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3)不允许进行“手动”、“自动”切换操作(调节器的“手动”按钮和控制柜的“手动”投切开关)
4)不允许切除单套或双套的输出脉冲(调节器“切脉冲”按钮)
5)不允许在励磁监控单元正常运行时切除控制柜的3SA
6)除特殊情况外，在发电机正常工作(调节器有输出)不允许随意投切控制和功率柜的各种开关。
5.8 巡视检查项目
5.8.1 、 查巡控界面各参数及运行方式指示正常，无故障报警，调节器通道在主备用方式下运行，备用通道跟踪主通道，调节器交、直流电源开关投入正常。
5.8.2 查整流部分无故障显示，输出电压，电流显示正常风机控制开关在自动位置，风机运行声音正常。
5.8.3 查灭磁及过压保护部分:转子电压、电流指示正常，FMK合闸灯红灯亮(停机时分闸灯绿灯亮)，操作电源指示灯亮，FMK操作电源开关K1，起励电源K2在合闸位置。
5.8.4 转子滑环及碳刷检查
1 ) 转子滑环表面和刷架无积灰或油污，碳刷支持绝缘子清洁。
2 ) 碳刷在刷柜内起落正常与整体滑环接触均匀良好无电火花，无发热变色和边沿剥落现象。
3 ) 碳刷连接软线完整，接触紧密良好，弹簧压力正常，无卡涩、摇摆，弹簧脱落和碳刷磨的过短现象。
4 ) 滑环架转动中无异常响声。
5 ) 连接线头接触良好，无过热、连接线绝缘无老化等现象。
值班人员发现励磁系统运行不正常时，应采取得力措施并加强监视，及时汇报领导，通知维护人员处理，并做好异常运行记录。
5.9 故障处理原则
出现下列任一情况时励磁系统应退出运行。
励磁系统绝缘下降不能维持正常运行。
磁场断路器触头严重发热。
转子过电压保护因故障而退出。
励磁调节器A、B套均故障不能正常运行。
励磁电流大幅度摆动，不能稳定运行。
注:励磁调节器的资料来自于它的说明书，需要了解详情请看HWJT-08DS双通道励磁调节器使用说明书。
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第四章 调速器操作规程
本站1#---3#采用的是GYT-3500/5000K型高油压可编程中型调速器，电气部分采用
日本三菱,,,,系列可编程和F940触摸屏;机械液压部分则采用水轮机调速器的电液比
例随动装置，电液换能部件采用电液比例阀和电磁球阀。
1(调速器主要技术参数
1.1. 调速器型号: GYT-3500/5000K
,,--- 代表高油压 T -- 调速器
3500-- 操作功35000N?m K --- 可编程
5000---操作功5000N?m
1.2、主要技术指标
转速死区ix ?0.08,
静态特性曲线线性误差 ,5,
自动空载三分钟转速摆动相对值 ??0.25,
接力器不动时间,q ,0.3秒
平均故障间隔时间 ?8000h
1.3、电气部分主要技术参数
频率给定范围,G 45HZ,55HZ
功率给定范围,G 0,100,
永态转差系数bp 0,10,
人工失灵区, 0,?2HZ
机频、网频信号电压 AC0.3V,110V
交流电源 AC200V
直流电源 DC220V或DC110V 1.4.机械液压部分主要技术参数:
工作油压 12,16Mpa
操作功 35000N?m/50000 N?m
2 调速器油压装置参数:
型 号 HYZ,0.2,16 工作油压 16.0MPa
压力罐容积 200L 最高油压 16.0MPa
蓄能罐数量 2 最低油压 12.0MPa
回油箱容积 1100L 回油箱充油量 750L
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油泵型号 CBN-10
油泵油压 16.0 MPa
油泵容量 14.5 L/min
油泵电机数量 2 套
油泵电动机功率 4 kW
油泵电动机电压 AC380 V
液压操作油牌号 L-TSA46汽轮机油
抗油污能力 60 μm
蓄能式油压装置
尺寸(长×宽×高) 1250 X1250 X 2000 mm
重量 1200 kg
机电一体柜
×高) 700X500 X 900 mm 尺寸(长×宽
重量 450 kg 3 调速器的主要功能:
3.,、 频率测量与调节:可测量机组频率和电网频率，实现机组空载以及孤立运行时
的频率调节。
3.,、 手动运行:可实现手动开停机，手动增减负荷以及带负荷运行。
3.,、自动运行:可实现自动开停机，并网后自动按永态转差系数调整机组出力;可接
受上位机控制指令，实现发电自动控制(AGC)。
3.,、手自动切换:可以无条件、无扰动地实现自动运行和手动运行的相互切换。在各
种工况下，运行人员均可直接进行上述切换。
3.5、频率跟踪:投入频率跟踪，在空载工况下，机组频率自动跟踪电网频率以实现快
速自动准同期。
3.6、在线故障自诊断及处理:当检测到机频故障等电气故障时，调速器自动地切至手
动方式运行，将负荷固定于故障前的状态。
3.7、 参数及状态显示:能采集并显示调速器的主要参数及运行状态，如机频、网频、
导叶开度、手动、自动等。
4 主要特点:
4.1 电气部分的特点:
,、硬件采用三菱,,,,系列可编程。该产品除具有,,,固有的高可靠、抗干扰的
特点外，还具有体积小，运算速度高的特点。同时该机还具有可扩展通讯接口，通过外挂通
讯模块联网十分方便。
,、具有连续时变,，,控制方法，无须人工干预，可根据机组特征与工况，连续适时
改变调节参数，保证系统稳定并具有良好调节品质。
4.2 机械液压部分的主要特点:
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,、采用了电液比例阀随动装置、高压齿轮泵等现代电液控制技术，大波动时插装阀和电液比例阀同时动作，小波动时电液比例阀动作，具有优良的速动性及稳定性，工作可靠，标准化程度高。
,、工作油压提高到,,,,a，减少了调速器的液压放大环节， 结构更简化，体积大幅度减小。
,、压力油源采用囊式蓄能器储能，皮囊内所充氮气与液压油不直接触，油气分开，油质不易劣化，且氮气极少漏失，一般不需经常补气即可维持长期工作。
,、蓄能器有两只，即使有一只故障检修，仍能保证调速器的正常运行。
5(系统工作原理
水轮发电机组有多种运行工况，不同的工况需要采用不同的控制规律、控制结构和调节参数。控制规律的形成和系统结构的改变通过软件来实现。现对该调速器各自动工况的系统工作原理简述如下:
5.1 闭环开机
GYT系列调速器在整个开机过程中，测频信号一直接入，调速系统始终处于闭环调节状态。开机时将频率给定值置于50Hz，机频与频给的差值通过PID运算后，其输出信号带动电液比例随动装置，将输入的控制信号成比例地转换成液压缸的位移，控制导叶使机组开机，直至机频达到50Hz，从而完成了闭环开机过程。在机组开机过程和空载运行中，可编程调节器根据工况识别，自动将调节参数设置于空载参数，保证了机组并网前运行的稳定性。
5.2 频率调节
当调速器的频率调节方式处于“不跟踪”时，自动空载工况下的调速器受频率给定值控制，可编程调节器对机频与频给的差值进行PID运算,其输出信号带动电液比例阀随动装置，调节导叶开度，直至机组频率等于给定频率，从而实现了频率调节。频率给定值可通过电柜上的增给定、减给定开关进行整定，也可按上位机或自动准同期装置的指令增、减。
5.3 频率跟踪
当频率调节方式处于“跟踪”时,调速器自动将网频作为它的频率给定值。与频率调节一样，在调节过程中，机组频率将始终以作为给定频率的网频作为目标值，从而实现了机组频率自动跟踪电网频率的功能。
5.4功率调节
机组并网前bp=0。并网后，频给自动整定为50Hz;bp置整定值，实现有差调节;切除微分作用，并投入人工失灵区。这时导叶开度根据整定的bp值随着频差变化，并入同一电网的机组将按各自的bp值自动分配功率。当上位机或机旁的增、减给定开关发出增、减负荷命令时，功率给定软件就相应改变功率给定值, 功给信号一方面通过前馈回路直接叠加于积分输出值,一方面与积分输出值相比较, 其差值通过bp回路调整功率。由于前馈控制的作用, 负荷的增减无滞后。
5.5 自动停机
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调速器接到停机令时，给定频率将置于零，与闭环开机的过程类似，机频与频给的差值通过PID运算后,电液比例阀和插装阀组的关机电磁阀同时动作，液压缸快速关闭，直至机频为零。
5.6 紧急停机
自动工况下紧急停机时，紧急停机电磁阀与手自动切换阀同时动作，前者直接向液压缸关机侧配油使其快速全关，后者切断电液比例阀供油油路，在液压锁的作用下，即使在电液比例阀卡在开机侧，也能可靠快速停机。手动工况下紧急停机时，仅紧急停机电磁阀动作即可。
6 调速器的操作
6.1手动运行
(1)手动开机的条件
a、水轮发动机组合其它辅助设备正常;
b、调速器工作油压正常;
c、手自动切换在手动位置;
d、液压缸处于全关位置;
e、锁锭以拔出。
(2)手动开机:
1)主油阀打开;
2)交、直流电源投入;
3)油压装置油泵电源投入，控制开关切至自动位;
4)将调速器由自动切换至手动，在触摸屏上或面板上用手动/自动按钮切换;
5)逆时针操作手轮转至空载，同时调节机组频率使之保持在50?0.2Hz;
(3)手动增减负荷
机组并网之后，逆时针转操作手轮使机组带上所要求的负荷，并根据需要增减。
(4)手动停机
顺时针操作手轮将负荷全部减为零，油开关分开，然后用手轮将液压缸关到全关。
6.2自动运行
(1)手自动切换
当调速器处于手动稳定运行状态时，平衡表指示为零，即可操作手、自动切换开关将调速器切为自动工况。
自动向手动切换可随时无条件、无扰动地进行。在自动运行时，无论何时需切为手动，都可用切换开关切换。
(2)自动开机
1) 主油阀打开。
2) 交、直流电源投入;
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3) 油压装置油泵电源投入，控制开关切至自动位;
4) 将调速器由手动切换至自动换;
5) 当调速器接收到机组PLC发出的开机令，自动打开导叶，并调节机组频率使之保持在50?0.2Hz;
6) 待励磁灭磁开关、油开关合上后，在上位机上将将机组有功带至额定值。
(3)自动停机
自动时“停机令”信号级别最高，任何自动工况状态下接到“停机令”，调速器将把液压缸关到全关位置。
正常停机过程为:先将负荷降为零，发电机出口断路器分闸后，由上位机发出“停机令”，调速器自动将导叶全关。
(4)紧急停机
当机组出现事故时，机组事故停机出口继电器动作于紧急停机电磁阀，面板上的紧急停机灯会亮起，水轮机导叶迅速关闭至全关位置。如紧急停机电磁阀故障，应手动按下紧急停机按钮，使导叶迅速关闭。同时调速器自动地切为手动状态。发紧急停机复归令后，紧急停机阀复归，液压缸仍保持全关。
注意:紧急停机电磁阀严禁长期带电，否则会因过热而烧毁。
7 调速器的维护
(1)保持调速器用油清洁
为保证油泵能安全，正常地工作，吸油口滤油器也应定期清洗或更换，运行初期更应及时清洗。调速器所用液压油应定期检验，不合格时应及时处理或更换。
(2) 蓄能器检漏
蓄能器具有良好的密封性。为防止个别胶囊或气门芯有漏气现象，影响正常运行，在使用初期应进行必要的检漏。检漏时，先关闭被检蓄能器之供油阀，再开启其排油阀，将压力油全部排空，然后接上充氮工具，通过充氮工具上的压力表观察囊内压力是否降低。如压力下降，则表示有漏气现象，须作相应处理并进行补气 。在平时运行中，如果发现回油箱油位异常下降或油泵启动升压时间明显缩短，均可能是漏气所致，应及时检查处理。蓄能器皮囊和高压胶管为胶制品，使用寿命约,年，应定期更换。
(3) 电接点压力表的接点用久后易氧化发黑，影响使用，应及时予以更换。
注:调速器资料来自于厂用说明书，需要详细了解的请看GYT-3500/5000K型高油压可编程中型调速器使用说明书。
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五章 倒闸操作 第
1、操作指令
1.1. 倒闸操作必须根据值班调度员、值长或值班负责人的指令进行，受令人复诵无误后执行。在发布和接收操作指令时，必须互报单位、姓名、严格执行发令、复诵、录音、汇报和记录
制度
关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载
，并使用统一的调度术语、操作术语和设备双重名称。
1.2. 调度操作指令下达分口头和书面两种方式。操作任务有综合操作和逐项操作两种形式。
2、操作票
2.1. 值班人员所进行的一切倒闸操作，包括根据调度口头指令所进行的操作和根据工作票所进行的验电、装拆接地线、取放控制回路保险器等操作，均需填写倒闸操作票。
2.2. 一张操作票只能填写一个操作任务。一个操作任务只根据同一个调度命令所进行的一次不间断操作。
2.3. 倒闸操作票须连号使用。
2.4. 下列操作可以不用操作票，单应记入运行日志中.
1) 拉,合开关和刀闸.
2) 检查拉,合后的实际位置.
3) 检查设备上有无接地短路.
4) 装设接地线前的验电.
5) 装,拆接地线.
6) 取下或给上开关的合闸,控制保险及储能保险.
7) 取下或给上YH二次保险.
8) 打开或投上保护装置的压板.
9) 检查保护或自动装置确已投入(退出).
10) 带负荷时,检查确已带上负荷.
11)拉,合断路器(开关)的单一操作.
12) 拉开或拆除全站唯一一组接地刀闸或接地线.
13) 拉,合一组保护压板.
14) 事故应急处理.
3、倒闸操作注意事项及规定
3.1. 除紧急限电和事故处理外,倒闸操作尽可能避免在交接班,重负荷时进行.雷电天气时,严禁倒闸操作.
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3.2. 手动拉,合刀闸时,必须迅速果断.刀闸操作完毕后,应检查是否操作到位. 3.3. 对调度指令有疑问时,应询问清楚再操作;当调度重复指令时,则必须执行.如果操作
指令直接威胁人身和设备安全时,可以拒绝执行并报告调度及主管生产领导. 3.4. 执行一个操作任务,中途不得换人,操作中严禁做与操作无关的事. 3.5. 操作时必须戴安全帽及绝缘手套,雨天操作室外高压设备时,绝缘杆应有防雨罩,还
应穿绝缘靴.接地电阻不符合要求时,晴天操作也应穿绝缘靴.
3.6. 操作中严禁解除闭锁操作,如必须解锁才能操作时,应汇报调度或上级主管部门. 3.7. 倒闸操作要严把"五关",即操作准备关,调令联系关,操作审核关,操作监护关,操作检
查关。
3.8. 操作基本规定
3.8.1(倒闸操作的顺序
停电时先停负荷侧,后停电源侧;送电时相反
3.8.2(严防发生下列误操作;
1)误拉、合开关;
2)带接地线(接地闸刀)合闸;
3)带电装设接地线、带电合接地闸刀;
4) 带负荷拉、合闸刀;
5) 非同期并列;
6) 严禁约时进行停送电。
7) 倒闸操作必须由两人进行，其中对设备较熟悉者担任监护，另一人执行操作。 3.9.操作中的异常处理
1) 预有危及人身攻击设备安全的情况时，运行值班人员可按有关规程规定进行紧急处
理，但处理结束后应立即汇报值班调度员和值班负责人，并做好相关记录。 2)在操作过程中遇有锁打不开等问题时，严禁擅自解锁或更改操作票。 3)当发生带负荷拉、合闸刀时，禁止再将已拉开(或合上)的闸刀合上(或拉开)。
4 倒闸操作的基本步骤、规范及要求
4.1. 倒闸操作基本步骤 所有电气倒闸操作，均必须严格按照以下十二项步骤执行。 1) 调度预发操作任务，值班员接受并复诵无误;
2) 操作人查对模拟图，填写操作票;
3 )审票人审票，发现错误应由操作人重新填写;
4) 监护人与操作人相互考问和预想;
5) 调度正式发布操作指令，并复诵无误;
6) 按操作步骤逐项操作模拟图，核对操作步骤的正确性;
7 )准备必要的安全工具、用具、钥匙、并检查绝缘板、绝缘靴、验电笔等; 8 )监护人逐项唱票，操作人复诵，并核对设备名称编号相符;
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9) 监护人确认无误后，发出允许操作的命令“对，执行”;操作人正式操作，监护人逐项勾票;
10) 对操作后设备进行全面检查;
11)向调度汇报操作任务完成并做好记录，盖“已执行”章;
12) 复查、评价、总结经验。
4.2.填写操作票
4.2.1 受令后，由正值、副值一起核对实际运行方式、一次系统模拟接线图，明确操作任务和操作目的，核对操作任务的安全性、必要性、可行性及正确性，确认无误后，即可开始填写操作票。
4.2.2 填票人应根据操作任务对照一次系统模拟图及二次保护及设备等方面的资料，认真细心、全面周到、逐项填写操作步骤，填写完毕应自行对照审核。
4.2.3 倒闸操作票票面字迹应清洁、整洁。签名栏必须由值班员本人亲自签名，不得代签或漏签。
43. 操作票中下列三项不得涂改:
1 )设备名称编号和状态;
2 )有关参数(包括保护定值参数、调度正令时间、操作开始时间)
3 )操作“动词”。
4.4.审核操作票
1)操作人员对照模拟图对一次设备的操作步骤进行逐项审核，看是否符合操作任务的目的。
2) 审核发现有误，应有填票人进行重新填写，并将原票加盖“作废”章。
3) 填票人和审核人不得为同一人。
4.5.监护人与操作人相互考问和预想
监护人和操作人将填好的操作票到模拟图上进行核对，提出操作中可能遇到的问题(如设备操作不到位、拒动、联锁发生问题等)，作好必要的思想准备，查找一些主观上的原因(如操作技能、掌握设备性能、设备的具体位置等)。
5、调度正式发布操作命令
5.1(当值调度发令操作，必须由有资格的值班人员接令。调度发令时，双方先互通单位姓名，受令人分别将发令调度员及受令值班员填写在相应栏目内。发令调度员将操作任务的编号、操作任务、发令时间一并发给受令人，受令人填写受令时间，并向调度复诵一遍，经双方核对确认无误后，调度员发出“对，执行”的操作命令，即告发令结束，值班员方可操作。
5.2( 操作人、监护人在操作票中签名，监护人填写操作开始时间，准备模拟预演。
5.3( 模拟预演
1) 监护人手持操作票与操作人一起进行模拟预演。监护人根据操作票的步骤，手指模
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拟图上具体设备位置，发令模拟操作，操作人则根据监护人指令核对无误后，复诵一遍。当监护人再次确认无误后即发出“对，执行”的指令， 操作人即对模拟图板上的设备进行操作。
2) 模拟操作步骤结束后，监护人、操作人应共同核对模拟操作后系统的运行方式、系统接线是否符合调度操作任务的操作目的。
3) 模拟操作必须根据操作票的步骤逐项进行到结束，严禁不模拟预演就进行现场操作。
5.4. 准备和检查操作工器具
1) 检查操作所需使用的有关钥匙，并由监护人掌管，操作人携带好工器具、安全用具等。
) 对操作中所需使用的安全用具进行检查，检查试验周期及电压等级是否合格且符合2
规定 , 另外，还应检查外观是否有损坏，如手套是否漏气、验电器是否正常。
3) 检查操作录音设备良好。
5.5. 核对设备，唱票复诵
1) 操作人携带好必要的工器具、安全用具等走在前面，监护人手持操作票及有关钥匙走在后面。
2) 监护人、操作人到达具体设备操作地点后，首先根据操作任务进行操作前的站位，核对设备名称 、编号、间隔位置及设备实际情况是否与操作任务相符。
3) 核对无误后，监护人根据操作步骤，手指设备名称编号高声发令，操作人听清监护人指令后，手指设备名称牌和对名称编号无误后高声复诵，监护人再次核对无误后，即发“对，执行”的命令。
5.6. 正式操作，逐项勾票
1)在操作过程中，必须按操作顺序逐项操作、逐项打勾，不得漏项操作，严禁跳项操作。
2) 操作人得到监护人许可操作的指令后，监护人将钥匙交给操作人，操作人方可开锁将设备操作到位，然后重新将锁锁好，将钥匙交会监护人手中。监护人应严格监护操作人的整个操作动作。每项操作完毕后，监护人须即时在该项操作步骤前空格内打勾。
3) 每项操作结束后都应按规定的项目进行检查，如检查设备操作是否到位，操作后是否留下缺陷，压板是否拧紧，灯光、信号指示是否正常，电流、电压指示是否正常等。
4) 没有监护人的指令，操作人不得擅自操作。监护人不得放弃监护工作，而自行操作设备。
5.7. 全面复查，核对操作项目
1) 操作全都结束后，对所操作的设备进行—次全面检查，以确认操作完整无遗漏，设备处于正常状态。
2) 在检查操作票全部操作项目结束后，再次与一次系统模拟图核对运行方式，检查被操作设备的状态是否已达到操作的目的。
3) 监护人在倒闸操作票结束时间栏内填写操作结束时间。
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5.8. 操作结束
1) 检查完毕，监护人应立即向调度员值班领导汇报: XX 时 XX 分已完成 XX 操作任务，得到认可后在操作顺序最后一项的下一行顶格盖“已执行”章，即告本张操作票操作已全部执行结束。
2) 操作票操作结束，由操作人负责做好运行日志、操作任务等相关的运行记录，并按规定规定保存。
3)复查评价，总结经验
操作工作全部结束后，监护人，操作人应对操作的全过程进行审核评价，总结操作中的经验和不足，不断提高操作水平。
6、操作票的管理
6.1( 倒闸操作票应统一编号、统一发放，生产现场不得有同编号的操作票。微机开票亦应遵循连号原则，不得重复，不得改号。
6.2. 每月已执行和作废的操作票均要按自然编号排列，装上封面归档保存，倒闸操作票的保存期为一个检查周期。
6.3.操作票面统一使用以下印章:
已执行、作废、调度作废、合格、不合格
6.4. 操作票正确性的评议包括票面和执行两个部分。凡不符合本规范有关操作票填写、执行规定，操作票缺号、问号，降低安全标准或发生操作错误者，一经发现均应统计为错票。
6.5运行值班长或技术员每月应对全所操作期汇总、统计、审核、评析。对存在的问题应在运行
分析
定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析
会上进行认真分析，提出外对措施。
6.6(操作票合格率的计算办法:
月合格率 = 该月已执行合格票数 / 该月应执行的总票数 * 100 ,
其中，该月应执行总票数= 该月已执行合格票数 + 该月己执行不合格票数 + 应开未开的操作票数
本月发令执行，但执行时间跨月的，统计在本月;隔月发令执行的，统计在下月。
附件一:倒闸操作执行“六要、七禁、八步”
倒闸操作基本条件(简称六要)
1、要有考试合格并经批准公布的操作人员名单;
2、要有明显的设备现场标志和相别色标;
3、要有正确的一次系统模拟图;
4、要有经批准的现场运行规程和典型操作票;
5、要有确切的操作指令和合格的倒闸操作票;
6、要有合格的操作工具和安全工器具。
倒闸操作禁止事项(简称七禁)
1、严禁无资质人员操作;
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2、严禁无操作指令操作;
3、严禁无操作票操作;
4、严禁不按操作票操作;
5、严禁失去监护操作;
6、严禁随意中断操作;
7、严禁随意解锁操作。
倒闸操作基本步骤(简称八步)
第一步:接受调度预令，填写操作票;
第二步:审核操作票正确;
第三步:明确操作目的，做好危险点分析和预控;
第四步:接受调度正令，模拟预演;
第五步:核对设备命名和状态;
第六步:逐项唱票复诵操作并勾票;
第七步:向调度汇报操作结束及时间;
第八步:改正图板，签销操作票，复查评价。
附件二:设备的操作状态与判别方法
设备操作状态的分类
电气设备的工作状态通常可分为以下四种:
“运行中” 隔离开关和油断路器已经合闸，使电源和用电设备连成电路，则设备是在“运行中”。
“热备用” 某设备(例如变压器)的电源由于断路器的断开已停止运行，但油断器两端的隔离开关仍接通，则该设备处于“热备用”。
“冷备用” 某设备的所有隔离开关和油断路器已经全部断开，则该设备便为处于“冷备用”。
“检修中” 设备的所有隔离开关和断路器已经全部断开，并挂牌和设遮栏、接好地线、则该设备是在“检修中”。
操作状态的判别方法
区分变配电装置中各种电气设备究竟是处于带电还是断电状态，通常可以采用下列方法进行判断:
开关所处状态有明显断开点的开关从其“分闸”或“合闸”状态即可区分清楚。凡油断器可从操作机构的指示牌上看出其实际位置，但有时指示牌因松动等原因也会造成指示错误。所以还要结合相关隔离开关所处的状态进行综合判断。
有无电压指示从电压表的指示可以判断电气设备到底是否带电。但要注意仪表及其接线应完好正确，以避免因仪表失灵而误以为无电。
信号灯显示情况由表明通电或是断电的信号灯显示来进行判别，也是判断装置或设备是
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否带电的一种辅助方法。
验电器测试反应，必要时也用相应电压等级且完好的验电器(或验电笔)进行直接测试，
以判断电气装置或设备究竟是否处于带电状态。
7、倒闸操作的举例
附件四二级站变压器倒闸操作:
操作任务: 将#1主变运行转冷备用
顺 序 操 作 项 目
拉开#901开关
检查#901开关确已断开
拉开#101开关
检查#101开关确已断开
拉开#1016刀闸
检查1016刀闸确已拉开
拉开1011刀闸
检查1011刀闸确已拉开
全面检查
操作任务: 将#1主变由冷备用转检修
顺 序 操 作 项 目
验明#901开关靠#1主变低压侧三相确无电压
在#901开关靠1#主变低压侧挂接地线一组
验明#1011刀闸靠#1主变高压侧三相确无电压
在#1010刀闸靠1#主变高压侧挂接地线一组
全面检查
操作任务: 将#1主变由检修转冷备用
顺 序 操 作 项 目
拆除901开关靠#1主变低压侧接地线一组
拆除1011刀闸靠#1主变高压侧接地线一组
全面检查
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操作任务: 将#1主变由冷备用转热备用 顺 序 操 作 项 目
检查#101开关确在“分”位
合上#1011刀闸
检查#1011刀闸确已合好
合上#1016刀闸
检查#1016刀闸确已合好
全面检查
操作任务: 将#1主变由热备用转运行 顺 序 操 作 项 目
合上#101开关
检查#101开关确已合好
合上#901开关
检查#901开关确已合好
全面检查
附件五:二级110KV线路101开关倒闸操作
操作任务: 将110kV大中线101开关由运行转冷备用
顺 序 操 作 项 目
拉开#101开关
检查#101开关确已断开
拉开#1016刀闸
检查#1016刀闸确已拉开
拉开#1011刀闸
检查#1011刀闸确已拉开
全面检查
将110kV大中线101开关由运行转热备用:拉开#101开关，确已断开。
操作任务: 将110kV大中线101开关由冷备用转运行
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顺 序 操 作 项 目
合上#1011刀闸
检查#1011刀闸确已合好
合上#1016刀闸
检查#1016刀闸确已合好
合上#101开关
检查#101开关确已合好
全面检查
将110kV大中线101开关由热备用转运行:合上#101开关，确已合好。
操作任务: 将110kV大中线101开关由热备用转冷备用 顺 序 操 作 项 目
检查101开关确在“分”位
拉开#1016刀闸
检查#1016刀闸确已拉开
拉开1011刀闸
检查#1011刀闸确已拉开
操作任务: 将110kV大中线101开关由冷备用转热备用 顺 序 操 作 项 目
检查101开关确在“分”位
合上#1016刀闸
检查#1016刀闸确已合好
合上#1011刀闸
检查#1011刀闸确已合好
操作任务:将110kV大中线101开关由冷备用转检修 顺 序 操 作 项 目
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检查#101开关确在“分”位
验明#1016刀闸靠101开关侧三相确无电压
合上#10140接地刀闸
检查#10140接地刀闸确已合好
验明#1011刀闸靠101开关侧三相确无电压
合上#10130接地刀闸
检查#10130接地刀闸确已合好
全面检查
操作任务: 将110kV大中线101开关由检修转冷备用 顺 序 操 作 项 目
拉开#10140接地刀闸
检查#10140接地刀闸确已拉开
拉开#10130接地刀闸
检查#10130接地刀闸确已拉开
全面检查
操作任务:110kV大中线检修
顺 序 操 作 项 目
验明#1016刀闸靠线路侧三相确无电压
合上#10160接地刀闸
检查#10160接地刀闸确已合好
全面检查
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第六章 辅助设备
1、厂用电
1.1厂用电一般规定
1) 厂用电400V系统运行方式由值班长和主任负责管辖调度。
2) 厂用400V系统母线停电检修，由有关设备专责工程师提出申请，经值班长或主任
批准后方可进行。
3) 所有厂用变压器禁止并列运行，若倒换厂用电，必须先停后送。 4) 主变正常停电前，应先倒换厂用电，主变送电后应将厂用电恢复正常运行方式。 5) 厂用电设备投运前保护必须投入。
6) 厂用电系统故障、事故以及厂用电倒闸操作后应检查负荷运行情况，将失压脱扣负
荷恢复供电。
7) 厂用电系统事故处理以尽可能保持重要厂用负荷的连续运行为原则。 1.2 厂用系统的组成
厂用电400V系统主电源由二台10kV干式变压器供电。从一级电站引一回10.5kV电源，
接入1号机出口电压母线上，作为备用电源。
1.3 检查及事故处理
1.3.1. 厂用电巡回检查内容
1)检查各表计指示在正常值范围内，三相电流对称、用切换开关检测A、B、C三相电
压平衡，指示值在380,400V。
2)检查空气开关位置是否正确，自动空气开关位置信号灯指示正确; 3)各电力电缆有无放电，各接线端头有无松动接触不良等现象;
1.3.2. 厂用电系统发生故障造成厂用电中断时，应迅速查明故障原因恢复厂用电运行。 1.3.3. 厂用变高、低压侧电缆故障或厂用变内部故障时将厂用变转入检修状态，对厂用
变做好隔离措施后，应报告电站领导安排检查处理故障电缆或厂用变缺陷。 1.3.4. 厂用电回路动力电缆故障
现象:
1)故障电缆相对应的空气开关跳闸;
2)如故障电缆相对应的空气开关拒跳，则将越级至厂用变低压侧自动空气开关跳闸。 处理:
应迅速检查厂用电运行情况，使厂用电恢复正常运行。
1.4 运行方式和额定运行
1) 正常运行时厂用电I段母线由3B1厂变供电，914QS，913QF及402QF合上;厂
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用电II段母线由3B2厂变供电，912QS，911QF及401QF合上，母线分段开关400QF断开
2) 从一级电站引一回10.5kV电源，接入1号机出口电压母线上，作为备用电源。
3) 非正常运行时3B1或3B2号厂变停电检修，厂用电I、II段母线由3B2或3B1号厂用变供电。母线分段开关400QF合上
4) 两台厂变同时检修或厂用电源消失，厂用电I、II段母线由备用电源供电，403QF和931QM合上，母线分段开关400QF合上
5) 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，并按条进行。
)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6
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)。
1.5 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)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。
2. 油系统
2.1、油系统的作用及基本组成
2.1.1、油系统的作用
油系统是水电站主要辅助系统之一，为了保证如此大量的油经常处于良好状态，以完成其各种任务，需要有油供应维护设备组成的油系统。
2.2油系统设置的作用如下:
1)接收新油:接收新油包括接收新油和取样试验。水电站用油可以用油槽车或油桶运来，接收新油采用自流或压力输送的方式，视该电站储油罐的位置高程而定。每次到的新油，一律要按相应油类标准进行全面试验。
2)储备净油:在油库随时储存有合格的、足够的备用油，以便万一发生事故需要全部换用净油，或者设备正常运行的损耗补充。
2.3、油系统投入运行与停止运行
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1)油系统的操作程序
对于水电站油系统，为检查系统拟订是否合理和说明运行操作方式，在油系统设计中，制订了油系统操作程序表。
2)水电站绝缘油系统的操作程序与透平油系统相似。
3)压力油系统投入运行与停止运行
水电站压力油系统主要用于调速器的操作，实现对机组开停机以及水轮机导水叶开度的控制，压力油系统由压力油泵、压力油槽、集油槽及其管路组成。油库的油经过管道进入集油槽中，经压油泵加压后进入压力油槽中，压力油槽内油占1/3，高压气占2/3。
部分水电站还有采用压力油操作的球阀(或蝴蝶阀)压力油系统，压力油系统主要用于开启或关闭球阀(或蝴蝶阀)。
2.4压力油系统的投入运行与停止运行:
1)检查控制电源正常，各阀门和控制开关位置正确。
2)油泵控制第一次切“就地”位置，启动电动机和油泵，并检查是否运转正常。
3)油泵控制切向“远方”位置，升高和降低油压，检查油泵自动启动和自动停止状况，并记录时间长短。
4)水轮发电机组开机运行时切换开关放“自动”位置。一台放“主用”，一台放“备用”。
5)机组停机热备用时，本装置仍投入运行，只有机组和调速器(或主阀)大修时才停止运行，切除电源停运，并关闭主供油阀。
2.5、油系统巡视检查与事故处理
2.5.1、油系统运行中的巡视检查
1)检查油泵电源正常，各自动化测量元件信号正确，控制元件动作正常。
2)检查油泵自动工作情况，启动是否过于频繁，异常时记录启动间隔时间是否超常。
3)检查备用油泵是否频繁启动，如果是频繁启动，应加强检查管路及调速器管路系统是否漏油、泄油。
4)检查压力油槽中油气比例是否合理，否则补高压气进行调整。
5)集油槽油位、机组轴承油位是否在正常范围内。油量不足，应由专责人员按操作程序向轴承供油。
6)检查调速器以及润滑用油管路有无漏油、渗油，各阀门位置正确。
7)电动机及其电气回路检查，用鼻子闻、耳朵听、眼睛看，电动机和油泵运转声音正常，无异味。
8)定期由检修专责油务人员，对运行中的油取样化验检查，也可以同机组轴承用油取样化验同时进行。取样化验按表8-2标准进行。
9)检查电动机回路有无断相运行情况发生。如有，应及时停油泵，更换供电回路熔断器等，或调整接触器触头压紧度。
2.5.2.、压力油装置常见故障及事故处理
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1)油压降低处理
a)检查自动、备用泵是否启动，若未启动，应立即手动启动油泵。如果手动启动不成功，则应检查二次回路及动力电源。
b)若油泵在自动控制状态下运转，应检查集油箱油位是否过低，安全减载阀组是否误动，油系统有无泄漏。
c)若油压短时不能恢复，则把调速器油泵切至手动，停止调整负荷并做好停机准备。必要时可以关闭进水闸门停机。
d)如遇压力油罐泄漏事故或压力油罐爆破事故，将造成调速器无法关机的严重事故时，必须果断关闭主阀，将水轮机组停止下来，同时按紧急停机流程处理。
2)压力油罐油位异常处理
a)压力油罐油位过高或过低，应检查自动补气装置工作情况，必要时手动补气、排气，调整油位至正常。
b)集油箱油面过低，应查明原因，尽快处理。
2.5.3、漏油装置异常处理
1)漏油箱油位过高，而油泵未启动时，应手动启动油泵，查明原因并尽快处理。
2)油泵启动频繁且油位过高时，应检查电磁配压阀是否大量排油及接力器漏油是否偏大，联系检修人员处理。
3)油泵故障，应联系检修人员处理。
3.气系统
3.1、气系统投运前的检查项目
1)根据设计图纸，对高、低压气机一次供电回路的开关、熔断器和电动机进行外部检查。
2)电动机各项电气试验，包括定子绕组直流电阻值、对地绝缘电阻值等项目试验应全部合格。
3)电动机外壳接地良好，电源正常。
4)电动机自动控制回路的检查，压力继电器整定值及接点检查。
5)空气压缩机本体检查，包括卸荷阀动作检查合格，空气过滤器检查合格。
6)空气压缩机输出气管及阀门按编号进行检查，各阀门处于正确的关或开位置。
7)确认压力储气罐压力试验合格。
8)如果是水冷式空气压缩机，启动时，冷却水压应正常。
9)低压气机启动时应自动打开卸荷排气阀，实现空载启动，经一定时间才自动关闭并带负荷正常运转。
3.2、气系统投入运行与停止运行
3.2.1、低压气机的投入运行与停止运行
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1)首先将空压机电动机启动回路的切换开关放“就地”位置，进行手动启动，观察电动机和空压机运转情况，检查卸荷阀动作正常，空载启动运转正常。
2)检查电动机和空压机及全部管路和阀门有无漏气、泄气现象。
3)“手动”位置运行正常后，将切换开关切向“远方”位，一台机放“主用”，另一台机放“备用”。
4)进行空压机“远方”停机试验，压力在0.7MPa时应自动停机。
5)进行备用机“远方”启动试验，压力下降到0.5MPa时，备用机自动启用，两台空压机同时运转。
)进行“主用”机启动试验，压力下降到0.6MPa时，“主用”机自动启动。 6
7)一般1~2个月将两台空压机“主用”和“备用”状态定期互换，以使两台机的工作时间相近。
3.2.2、高压气机的投入运行与停止运行
高压气机一般用手动操作，操作时注意声音、气压是否正常，管路及阀门工作情况。
3.3、气系统巡视检查与事故处理
3.3.1、气系统运行中的巡视检查
1)定期对高压气机进行手动开机运转检查。
2)低压气机较长时间未自动启动运转时，应切换至手动状态进行运转检查。
3)自动启动过程中，监视启动间隔时间是否异常。
4)检查各压力表指示情况，压力继电器接点动作情况。
5)检查管路各阀门位置正确，有无漏气现象。
6)定期对储气罐及气水分离器进行排污，发现含水量和含油量过大时，应及时查明原因并进行处理。
7)检查润滑油是否正常。
8)检查气体压力正常。
9)检查冷却水压力正常。
10)检查油槽油位正常，油质合格。
11)检查转动声音正常，有无振动。
12)检查空气过滤器正常。
13)定期将低压气机的“主用”和“备用”轮换切换。
14)检查机组制动回路管路阀门位置是否正确，机组自动制动电磁空气阀3YAM、4YAM位置是否正确。
15)调相机运行时，检查巡视低压气和转轮室压水情况，并监视低压气机启动运转情况有无异常，压力是否正常。
16)压力油槽油气比失调，需要补高压气时，必须报告主管，并写好操作票，由一人进行操作，一人进行监护。
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17)检查空压机进出口管路温度是否过高，过高时，报告主管，分析处理。
3.3.2、气系统常见故障及处理
1)当空压机在运转中出现异常响声或振动声时，其原因及处理方法如下:
a)低压机检修后阀室中活塞顶点与缸盖调整间隙太小，吸气阀安装位置不对或元件松弛，阀片或弹簧损坏。此时应立即停止空压机运行，按要求做好检修安全措施。
b)气缸内检修后遗留金属碎片，连杆衬套和活塞环过度磨损，此时应通知检修人员分解检查更换处理。
c)曲轴箱内连杆瓦和滚子轴承过紧或曲轴挡油圈松脱，飞轮未装紧或键配合过松，应通知检修人员分解检查更换处理。
d)空压机和电动机基础螺丝松动，调整紧固基础螺丝。
2)空压机在运转中温度异常升高时，其原因及处理方法如下:
a)润滑油严重变质，特别是润滑油油量严重不足，应更换或补充新的润滑油。
b)活塞、轴承严重磨损或轴瓦烧毁，使润滑油油温升高，此时应立即停机，做好措施通知检修分解处理。
c)吸排气网被堵或吸气阀未全开，吸气阀关闭不严、漏气，使效率降低或用气量过大，运转时间过长，此时应清扫吸气网或全开吸气阀，分解调整更换吸排气阀，调整临时用气，关紧系统排气阀，消除漏气点。
3)空压机运行效率降低，送气时间过长时，其原因及处理方法如下:
a)吸气网堵塞或吸气阀未全开，此时，应检查清扫吸气网，全开吸气阀。
b)吸排气阀阀片弹簧损坏或卡住漏气时，此时，应通知检修部门检查处理。
c)活塞环、刮油环及气缸磨损漏气，活塞顶点与缸盖间隙过大，此时，应通知检修检查处理。
d)系统漏气量过大或用气量增大，此时，应检查阀门和管路法兰消除漏气点，调整临时用气量。
4)低压空气压缩机无法自动停机时，其原因及处理方法如下:
a)自启动电接点压力表接点粘结，此时，应断开电源开关，通知检修部门检查处理。
b)自启动中间或时间继电器粘结或断线，此时，应断开电源开关，通知检修部门检查处理。
c)低压机磁力启动器三相触头烧结粘住，此时，应断开电源开关，通知检修部门检查处理。
4.水系统
技术供水系统新安装或检修完毕投运前，必须进行通水耐压试验，其目的是检查新安装或检修后的水系统管路各部分的连接、密封是否完好，以及水系统的耐压强度是否合格，并调节好各阀门的位置，以满足各冷却器在水压和水量方面的要求，为以后的自动开机做准备。
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通水耐压试验的原则是:保证排水流畅，且在通水过程中，采用逐级提高水压和加大水流量的原则，以防止水系统因排水不畅导致管路憋压，使水压过高而损坏设备。水系统通水耐压时间通常为30min。
4.1检查:
1)取水口的过滤网及水过滤网清洗试验检查合格。
2)各阀门编号标示和位置正确，管路颜色符合规定。
3)水管道上自动阀门电源正常，电气回路绝缘及接点试验检查合格，联动试验合格，并处于关位。
)确认总供水管路水压正常。 4
5)如果是水泵供水的系统，应对水泵本身及其电动机进行全面检查;并对引水回路进行检查;如果是离心水泵还应检查出水管路的出水阀及止回阀是否正常，引水底阀是否正常，吸水管充水是否正常等。
4.2、供水系统投入运行与停止运行
1)第一次投入运行时，按上述通水耐压试验步骤逐项进行操作和检查。如为停机后开机，则只需打开电动阀并进行相应检查即可。
2)按打开机组技术供水要求，确认各阀门所处位置正确。
3)现场检查各处水压，示流信号器是否正常，管道有无渗漏水现象，特别注意发电机空气冷却器的漏水检查。
4)机组停机后，冷却水由电动阀关闭，并应现场检查。
5)供水前要特别注意检查发电机灭火管道的供水阀门。
6)严冬寒冷低温时，注意按现场运行规程规定，停止供冷却水。
7)由水泵供水的供水系统，水泵的开停要专人值班负责，并按水泵运行规程开和停。 4.3、供水系统巡视检查与事故处理
4.3.1、技术供水系统日常巡视项目
1)检查各部被冷却设备的温度是否在正常范围之内。
2)检查各部水压(或流量)是否符合要求。
3)检查管网系统有无渗漏。
4)检查管网系统有无水锤共振声。
5)检查各被冷却设备的油位、油色是否正常。
6)检查空气冷却器有无出汗现象。
7)定期清扫、维修和切换水过滤器，以保证水质、水量和水压符合要求。
8)在洪水季节，要注意加强机组冷却水和润滑水的巡回检查和取样分析，发现水质超标应及时采取措施处理。
4.3.2、被冷却设备温度升高时的故障处理
1)对照同一设备的不同表计(温度调节仪和温度巡检仪)，判断表计是否准确。
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2)若是水轮发电机组轴承温度升高，检查机组是否运行在振动区，应避免机组长时间运行在振动区。
3)若是发电机温度升高，检查三相电流是否平衡，并设法消除。
4)检查温度升高部分的油面、油色、水压、水流量情况，分析原因。
5)适当提高冷却水压，能够倒换水向运行的机组尽量倒换水向运行。针对汛期含沙量高的特点，可反复切换水系统运行方式。
6)若采取措施(5)后，温度还继续升高，应降低机组出力，甚至关至空载运行。
7)若温度上升至故障停机温度，应监视自动装置动作情况，如动作不良，可手动帮助。
)若温度上升至故障停机温度，还未停机，应立即按事故停机按钮。 8
4.3.3、冷却水中断事故的处理
1)检查冷却水总水压是否正常，水管路是否大量跑水。
2)检查正、反冲阀门是否因误动全开。
3)检查减压阀门是否失灵，安全阀是否误动。
4)检查水管路是否堵塞，应吹扫和切换为反冲洗运行。
5)若是橡胶水导轴承断水，应检查备用水源是否投入，如未投入，应尽快手动投入。
6)若示流器不良，应将断水保护停用，派人定点监视水流情况，并尽快修复示流器。
5 .水工建筑物维护
5.1.为保证水电站大坝、引水系统、主付厂房及辅助生产建筑物保持正常与安全运行，必须对上述建筑物进行经常性的检查，维护工作和及时处理缺陷，保持建筑物的稳定、坚固并延长其寿命。本站大坝进水口，前池应及时清除栏污栅上的杂物，确保机组正常运行。清污平台应有充足的照明。洪水期间清污应有可靠的安全措施。
5.2.引水建筑物
a)二级电站，为自动调节渠道，由进水口、无压引水隧洞、压力前池和压力钢管等组成，设计引用流量51.75m3/s。
b) 前池总长43.0m，其中扩散段长38.0m，压力前池正常运行水位421.80m，总容积5500m3，有效容积2500m3。采用一机一管的引水方式，压力钢管为露天明敷式，单管长87.58m，管径2.2m，管壁厚度12.0mm。
c)前池设有栏污拴(移动启闭)，检修门
6 . 起重作业安全操作
6.1.主题内容与适用范围
本规程规定了中梁二级水电站起重安全规定及起重设施维护试验标准。
本站行车的荷载大钩50吨，小钩10吨。
6.2.起重一般安全工作要求
a)接交起重设备时，应由交付单位提出设备的构造、性能、安全维护说明书。起重设备只限于熟悉使用方法并经考试合格的人员使用。
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b)一切重大物件的起重搬运工作须由合格证的专人负责领导进行。参加工作人员应熟悉起重搬运方案和有关安全措施及指挥信号。起重搬运时只能由专人统一指挥。
C)对照明不足，指挥人员看不清工作地点或起重驾驶人员看不见指挥人员时，不准进行起重工作。
d)各式起重机械的安装，使用以及检查、试验等，除应遵守本规程外，并应执行劳动部门公布的起重机械安全管理规程。
e)各式起重机检修时，应将吊钩降放在地面上.
6.3安全技术规则
a).起重工作前，工作负责人应检查起吊千斤绳状况是否良好，千斤绳的许用应力是否可以承受重物重量，千斤绳不准超负荷使用，对已使用过的千斤绳，应根据检查结果来确定其许用应力。
b).起吊重物时。工作负责人应检查悬吊情况及所吊物件的捆绑情况，认为可靠后方准继续起吊，在起吊过程中如发现绳扣不良或重物有倾倒危险，应立即停止起吊。
c).与工作无关人员禁止在起重工作地点停留或行走，起重机正常在吊物时，任何人员都不得在吊物下停留或行走
d).用两钩同吊一物体时，每个钩的荷重均不得超过该钩额定负荷的80%，起重物应保持水平，起重绳应保持垂直，并应由专人统一指挥。指挥人员应站在起重机驾驶人员能看到地方.
e).重物翻转时，不允许大于5度的斜拉斜吊，更不允许用大小车牵引地面重物。
f).没有专用工具，不能吊运氧气瓶，乙炔瓶之类的受压容器。
g).正在运行中的各式起重机，严禁进行调整或修理工作，电气设备发生故障时，必须先断开电源，然后才可进行修理。
本规程有待运行中不断的总结完善。
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浙公网安备 33021202002483