运行规程合订本

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1、Q/CB中广核亚王盐源县长柏电力有限责任公司企业标准长柏水电站机电设备及水工运行规程汇编（Q/CB-102.01-2011Q/CB-102.14-2011）（Q/CB-104.01-2011Q/CB-104.05-2011）2011-12-01发布 2012-01-01实施中广核亚王盐源县长柏电力有限责任公司 发布前 言 为规范长柏水电站机电设备及水工建筑运行技术管理，不断提高设备可靠性和健康水平，确保设备保持安全稳定运行，根据有关技术标准和盐源县长柏水电站设备的具体情况，特制定本规程。本规程由中广核亚王盐源县长柏电力有限责任公司安生部提出并归口，由安生部负责解释。长柏水电站运规编写小组规程名

2、称编号编写审核机电设备运行规程长柏水轮发电机组运行规程Q/CB-102.01-2011黄成杨春波长柏水电站主变压器运行规程Q/CB-102.02-2011刘小华刘辉长柏水电站电气主系统运行规程Q/CB-102.03-2011易伟刘辉长柏水电站厂用电系统运行规程 Q/CB-102.04-2011易伟刘辉长柏水电站计算机监控系统运行规程Q/CB-102.05-2011周洪力杨春波长柏水电站继电保护系统运行规程Q/CB-102.06-2011刘小华刘辉长柏水电站调速系统运行规程Q/CB-102.07-2011黄成杨春波长柏水电站励磁系统运行规程Q/CB-102.08-2011周洪力刘辉长柏水电站直流

3、运行规程Q/CB-102.09-2011程谢刚杨春波长柏水电站油系统运行规程Q/CB-102.10-2011刘峻宏杨春波长柏水电站水系统运行规程 Q/CB-102.11-2011刘峻宏杨春波长柏水电站气系统运行规程Q/CB-102.12-2011刘峻宏杨春波长柏水电站蝶阀运行规程 Q/CB-102.13-2011程谢刚杨春波长柏水电站消防系统运行维护规程Q/CB-102.14-2011周洪力杨春波水工运行规程长柏水电站水库调度及经济运行规程Q/CB-104.01-2011杨春波徐斌长柏水电站水工运行维护规程Q/CB-104.02-2011杨春波王爽长柏水电站前池运行维护规程Q/CB-104.0

4、3-2011杨春波王爽长柏水电站大坝前池供电系统运行规程Q/CB-104.04-2011刘辉孙万庆长柏水电站大坝柴油发电机组操作维护规程Q/CB-104.05-2011刘辉孙万庆审定：谢乐批准：杨胜伟目录水轮发电机组运行规程11 主题内容与适用范围12 规范性引用文件13 定义和术语14 主要设备技术参数25 运行总则36 机组正常状态下的运行和维护107 水轮发电机组的相关操作：118 机组故障及事故处理129 附录：21主变压器运行规程（临时主变）241 主题内容与适用范围：242 引用标准：243 述语和定义244 设备简介245 设备结构工作原理256 设备参数267 临时运行方式：2

5、7电气主系统运行规程291 适用范围292 规范性引用文件293 术语和定义294 系统简介：305 相关设备结构及工作原理：316 设备参数327 运行方式378 运行巡回检查399 故障检查与处理4110 事故应急处理4311 附录44厂用电系统运行规程481 范围482 规范性引用文件483 术语和定义484 系统简介：485 设备参数496 运行方式527 运行基本要求528 运行巡回检查539 故障、事故检查与处理5410 附录55监控系统运行规程561 范围562 规范性引用文件563 总则564 概述565 EC 2000监控系统配置576 上位机系统597 下位机系统738 计

6、算机监控装置的常见操作，和注意事项749 SJ12C同期装置运行规程8110 附录85继电保护运行规程861 主题内容与适用范围862 规范性引用文件863 总则864 发电机保护继电运行规程895 主变保护继电保护运行规程936 1E线路继电保护1097 35KV厂用系统保护1228 41TM、42TM厂用变及400V备自投装置运行规程1259 附录129调速器运行规程1321 范围1322 规范性引用文件1323 调速器的结构、性能及主要技术参数1324 调速器的操作1345 调速器的巡视检查1406 调速器故障及处理1417 调速器正常运行中的注意事项1448 附录145励磁系统运行规程

7、1461 范围1462 规范性引用文件1463 术语和定义1464 系统简介1475 总则1476 励磁系统的运行1477 励磁系统的运行操作1478 安全注意事项及现场巡视1479 故障处理14710 附录147直流系统运行规程1471 范围1472 规范性引用文件1473 术语和定义1474 系统构成及主要参数1475 SSCZDW型智能高频变换直流电源系统1476 阀控密封式铅酸式蓄电池使用维护1477 附录147透平油系统运行规程1471 范围1472 规范性引用文件1473 术语和定义1474 系统简介：1475 设备结构及工作原理：1476 设备参数1477 运行方式1478 运行

8、巡回检查1479 故障检查与处理14710 附录147水系统运行规程1471 范围1472 规范性引用文件1473 系统简介：1474 设备结构及工作原理：1475 设备参数1476 运行方式1477 运行巡回检查1478 故障检查与处理1479 事故应急处理14710 附录147中低压气系统规程1471 范围1472 规范性引用文件1473 术语和定义1474 系统简介：1475 设备结构及工作原理：1476 设备参数1477 运行方式1478 运行基本要求1479 运行巡回检查14710 故障检查与处理14711 附录147蝶阀运行规程1471 范围1472 设备参数1473 蝶阀使用条件

9、1474 蝶阀的操作1475 设备巡视检查和运行维护1476 故障和事故处理1477 附录147消防系统运行规程1471 范围1472 规范性引用文件1473 消防水系统装置说明及有关规定：1474 基本消防知识：1475 消防报警系统装置说明及有关规定：1476 消防系统的巡回检查项目：1477 附录147水库调度及经济运行规程1471 范围1472 水工枢纽及主要建筑物1473 水库调度原则1474 水库调度运行方式1475 水库调度注意事项1476 附录147水工运行维护规程1471 范围1472 水工枢纽及主要建筑物1473 主要机电设备参数1474 机电设备检查1475 设备操作14

10、76 不正常运行及事故处理147前池运行维护规程1471 范围1472 主要建筑物简介1473 主要机电设备参数1474 机电设备检查1475 压力前池和压力钢管充水检查1476 设备操作147大坝前池供电系统运行规程1471 范围1472 系统简介：1473 运行方式1474 运行基本要求1475 巡回检查1476 故障检查与处理1477 事故应急处理1478 附录147柴油发电机组运行维护规程1471 范围1472 系统简介1473 设备结构及工作原理1474 设备参数1475 启动前检查项目1476 运行（基本要求）1477 运行巡回检查1478 维护要求147 水轮发电机组运行规程1

11、主题内容与适用范围本规程规定了长柏水电站发电机组（含水轮机、发电机）的设备技术参数、运行条件、运行方式、操作维护、故障及事故处理等。本规程适用于长柏水电站水轮发电机组的运行管理。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而构成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。DLT 7101999 水轮机运行规程DL/T 7512001 水轮发电机运行规程DL/T507-2002 水轮发电机组起动试验规程DL/792-2001 水轮机调速器及油压装置运行规程SL 321-2005 大中型

12、水轮发电机基本技术条件四川电力公司四川电力系统调度管理规程 (2008)厂家有关技术说明书。3 定义和术语3.1 机组运行状态：指发电机已开机运行，分为停机、空转、空载、发电态、调相态和不定态3.1.1 停机态：指水轮机导叶在全关，发电机断路器在分，机械转速5%ne，制动闸复归。 3.1.2 空转态：指发电机断路器在分，机端电压小于10%UN, 转速95%ne。3.1.3 空载态：指发电机断路器在分，机端电压大于85%UN, 转速95%ne。灭磁开关在合。3.1.4 发电态：指发电机断路器在合，机端电压85%UN, 转速95%ne，灭磁开关在合，导叶未全关。3.1.5 调相态：发电机断路器在合

13、，转速95%ne，制动闸复归，导叶在全关，灭磁开关在合。3.1.6 不定态：指不满足以上五种状态下的运行方式。3.2 机组备用状态：泛指机组处于完好状态，随时可以投入运行。分热备用状态和冷备用状态。3.2.1 热备用状态发变组开关在分闸状态，发电机及其辅助设备均处于完好状态，随时可以开机并网运行。3.2.2 冷备用状态：发变组开关及刀闸在分闸状态，发电机及其辅助设备均处于完好状态。3.3 机组检修状态：发变组开关及刀闸在分闸状态，发电机组已做检修安全措施。4 主要设备技术参数4.1 水轮机技术参数：名称单位技术参数型号HLB54-LJ-240容量千瓦25000设计水头米162.874最高水头米

14、163.584最低水头米160.784流量米/秒17.7额定转速转/分333.3飞逸转速转/分523.9最高效率%91.99吸出高程4.2 发电机技术参数：名称单位1GS 2GS型号SF25-18/4250容量KVA29412出力KW25000额定电压V10500额定电流A1617.29频率HZ50功率因数0.85相数相3额定转速转/分333.3飞逸转速转/分523.9额定励磁电压V200额定励磁电流A610最大励磁电流A1460绝缘等级级F接线方式Y通风方式双密闭自循环空气冷却4.3 机组各部温度定值及动作后果：项 目报警温度（）及动作后果 事故温度（）及动作后果绝缘等级备注推力轴承55在监

15、控发报警信息在监控发报警信息65起动事故停机流程上导轴承5565下导轴承5565水导轴承5565空冷器冷风3545最低以空气冷却器不凝结水珠为限热风5565定子线圈120F温升不能超过85定子铁芯120F温升不能超过85转子线圈130F温升不能超过95注：1. 机械事故停机有:温度保护（轴瓦温度及空冷温度过高）、事故低油压、电气事故。2. 紧急停机有:二级过速停机（140%Ne）、事故停机过程中剪断销剪断、现地紧急停机按钮、上位机紧急停机操作。5 运行总则5.1 一般要求和注意事项：5.1.1 每台水轮发电机和励磁装置均应有制造厂家的定额名牌。5.1.2 为了检查制造、安装和检修后的质量以及掌

16、握发电机的参数特性，应按照国家和行业标准的有关规定进行必要的试验，以决定发电机是否可以投入运行。5.1.3 水轮发电机应按照国家和行业标准有关试验规程的项目、标准和期限进行预防性试验。在特殊情况下需要增减项目或变更标准时，应由发电厂安生部或总经部程师确定并报上级主管部门批准。5.1.4 每台水轮发电机都应有必要的运行备品、专用工具和技术资料，其主要内容为：1) 运行维护所必须的备品；2) 水轮发电机的安装维护使用说明书和随机供应的产品图纸；3) 发电机安装、检查和交接试验的各种记录；4) 发电机运行、检修、试验和开停机的记录；5) 发电机缺陷和事故、轴承摆度记录；6) 发电机及其附属设备的定期

17、预防性试验及绝缘分析记录。5.1.5 水轮发电机组的一次、二次、主机设备均由调度统一调度，凡一次、二次、主机5.1.6 设备的退出运行和投入运行以及设备更改均应向调度申请、批准。5.1.7 水轮发电机组进行特殊试验、对设备结构更改或继电保护自动装置原理接线更改，5.1.8 均应有正式批准的方案和图纸。5.1.9 继电保护、自动装置及仪表整定值，任何人不得随意更改，若定值需修改必须由省调度局或生产技术部下发定值修改通知书，并由专业人员完成。5.1.10 任何新设备在投入运行前必须具备下列条件：1) 应做试运行，期限由安生部或总经部程师决定，试运行前运维人员应熟悉有关要求、注意事项、2) 操作规定

18、：3) 现场设备标志齐全，介质流向清楚；4) 有关单位应向运维人员作技术性讲解；5) 具有正确、完整的控制原理图以及设备的使用说明书；6) 具有新设备运行规程。5.1.11 设备经过检修后，运行维护人员必须严格按照检修规程对检修后的设备进行检查5.1.12 验收；5.1.13 设备经过检修后，检修人员应将检修情况及各种试验记录填写在检修交代薄内并5.1.14 向运维人员交代清楚，运维人员在认真阅读检修交代记录后对检修设备进行全面检查，并会同检修人员进行必要的启动操作试验。5.1.15 水轮发电机组运行必须有完备的保护。5.1.16 机组的开机、停机、大坝进水闸门的操作必须经值长允许。5.1.1

19、7 继电保护、自动装置及仪表整定值，运维人员不得随意进行更改。5.1.18 设备经过检修后，值班人员必须进行全面检查，并会同检修人员进行必要的起动5.1.19 操作试验，同时要求进行检修交代。5.1.20 操作、巡回检查、检修交代、定期工作、事故处理完后，必须向发令人（或负责人）汇报。 5.1.21 机组有下列情况之一者禁止启动：1) 蝶阀未全开；2) 水轮发电机组保护及自动装置失灵；3) 各部轴承油位、油质不合格；4) 冷却水、密封润滑水不能正常供水；5) 压油装置不能维持正常油压；6) 调速器工作不正常；7) 机组制动系统不能制动；8) 调速器在“手动”禁止自动开机；9) 事故停机后，未查

20、明原因不准启动。10) 其它影响机组安全运行的情况。5.1.22 遇下列情况之一，需要在推力瓦与镜板之间形成油膜，机组启动前必须顶转子一次：1) 新机组停运超过72小时；2) 机组停运超过20天；3) 推力油槽排油检修；5.2 备用机组的有关规定：5.2.1 备用机组应满足下列条件：5.2.1.1 各部动力电源、操作电源、信号电源以及所派生的各种等级的电源投入良好、5.2.1.2 显示正常；5.2.1.3 监控系统完善正常投入，能进行各种控制操作和正确显示各种实时状态参数，正确完善的报警显示功能；5.2.1.4 机组控制保护系统、发电机保护系统、机组励磁系统等各装置完好、定值正确无故障报警；5

21、.2.1.5 各保护装置投入良好，保护连片投入；5.2.1.6 机组控制方式至少满足现地自动控制方式完全正常的条件，机组励磁系统处于正常的自动恒电压控制状态；5.2.1.7 调速系统：油压正常，调速器在“自动”，锁锭拔出；5.2.1.8 制动系统良好且在“自动”状态，风闸全部落下；5.2.1.9 各部油槽油位、油色正常；5.2.1.10 冷却水在备用状态；5.2.1.11 水导密封装置及顶盖排水系统完好，密封水投入；5.2.2 备用机组应进行正常巡回检查，运行或备用中的定期工作，应按正常巡回制度按时进行。5.2.3 未经值长允许，不得在备用机组下进行影响机组备用的工作，备用机组应处于随5.2.

22、4 时可以启动状态。5.2.5 机组应相互轮换运行，备用时间尽量不要超过15天，若备用时间超过15天，则必须测定绝缘合格后方可投入运行。5.3 机组开、停机的规定5.3.1 当水头小于160.784米或大于163.584米时，应停止运行，否则经总经部批准后方可运行，但必须对机组加强监视，若遇异常立即进行处理或停机。5.3.2 事故停机后，未查明原因禁止自动开机（除总经部允许者例外），各种故障、事故信号未经值长许可，不得任意复归。5.3.3 机组开、停机及调整负荷，均以“自动”控制方式为主，以“手动”控制方式（分步控制）为辅，在特殊需要时，经当值班长许可后，可用调速器手动操作。5.4 机组运行的

23、有关规定和注意事项：5.4.1 机组运行的一般规定和注意事项：5.4.1.1 水轮机、发电机的保护，如无特殊要求，应一次性投入操作完毕；5.4.1.2 机组检修、开关做联动试验时，必须由试验人员检查母线侧刀闸转换接点良好；5.4.1.3 发电机转子回路测绝缘时，不必退出转子一点接地保护。但发电机推力轴承检修作业时，应断开转子一点接地保护交流电源开关；5.4.1.4 发电机正常运行时，机组所带负荷应躲过振动区域运行，并做到经济合理地分配负荷；5.4.1.5 运行中机组连续发生强烈振动，应及时调整运行参数脱离振动区，在机组发生冲击时，应及时监视发电机运行参数的变化，并检查机组各部有无异常，若遇异常

24、立即进行处理或停机。5.4.1.6 发电机三相电流之差不得超过额定电流的20%,同时任何一相电流不得大于额定值，如果低于额定电流运行时，各相电流之差可以大于上面规定的数值，具体数值由实验确定；5.4.1.7 机组技术供水运行方式：技术供水采用自循环集中供水方式，在水泵室设清水池一个，由生活用水给清水池补水，循环供水水池设3台泵，每开一台机组技术供水蝶阀自动启动一台水泵运行，当水压小于等于0.15Mpa时自动启动备用水泵。当机组供水总水压达到0.25Mpa时自动停止备用水泵运行。特殊情况清水池可用机组顶盖排水补水。5.4.1.8 机组正常运行中，不能将相邻两个空气冷却器同时停水。5.4.1.9

25、水轮发电机组各冷却器水压，应根据水温及负荷变化，及时调整，保持其温度均匀。5.4.1.10 机组正常运行中各轴承瓦温、冷热风温度及定子线圈温度必须按机组温度限定规范运行5.4.1.11 机组正常运行中，调速器应在“自动”控制运行，导叶机械开限应放当时水头下机组允许最大出力位置，只有在调速器工作不稳定或机组由于某一缺陷而必须限制出力运行时，方可用导叶开度限制来限制机组出力运行。5.4.1.12 调速系统未排压前的注意事项：5.4.1.13 不得许可机组自动装置的检修、试验工作票；5.4.1.14 不得许可机组调速系统的检修工作票；5.4.1.15 不得许可水轮机的检修工作票；5.4.1.16 进

26、入水轮机内部进行修前检查必须办理修前检查工作票，工作票安全措施必须完善。5.4.1.17 在下列情况下,禁止将调速器切“手动”:1) 机组自动开机流程未完成；2) 系统发生振荡或做甩负荷试验时。5.4.1.18 在下列情况下，调速器应切“手动”运行：1) 机组并列运行中，自动控制回路故障时；2) 自动开机空载抽动影响并网； 3) 机组并列运行中需处理机电一体柜故障；4) 调速器机电一体柜需全部停电时；5) 剪断销剪断时；6) 机组运行中，检修人员需短时进入水轮机顶盖部位工作时；7) 压油装置油泵电源全部中断且较长时间不能恢复（在允许油位可补气维持油压）；8) 水导取油化验等其它工作需要或其它故

27、障需要处理时；9) 机组在进行递升加压或短路干燥，而调速器电气部分不能正常测频或不能正常运行时；10) 由于各种不影响运行的错误信号原因造成自动开、停机困难时。5.4.1.19 机组在启动、停机过程中，不允许在低转速下长期运行。5.4.1.20 操作、巡回检查、检修交待、定期工作、事故处理等完成后，必须向发令人(或负责人)汇报。5.4.2 发电机运行方式：5.4.2.1 标准状态下的运行方式：按发电机技术规范所列设备规范运行。1) 发电机定子线圈为F级绝缘，按B级绝缘要求最高温度不得超过105 OC，温升不得超过80OC（线圈温度与冷风温度之差），为使发电机绝缘能在较好的条件下工作，应保持线圈

28、温度在60OC70OC之间运行。 2) 发电机转子线圈为F级绝缘，按B级绝缘要求最高温度不得超过130 OC温升不得超过90OC，运行中可用电压、电流法进行监视，所求得的温度应小于或等于允许温度 。 测量时的换算公式为： tOCRt250/R15 -235式中：Rt转子电压/转子电流Rt转子tOC时的电阻R15转子15OC时的电阻R150.279973) 发电机的冷风温度一般在+25OC至+35OC之间，最低以空气冷却器不结露为限，热风温度不作规定，一般低于70OC。若冷热风温差显著增大说明发电机冷却系统或发电机内部已不正常，此时应立即检查处理。5.4.2.2 异于标准状态时的运行方式4) 电

29、压变动时的运行方式：电机运行中电压变动范围在额定电压的5%以内，当发电机的容量和功率因数均为额定值时的各电压下的相应电流值应符合下表：发电机定子电压变化时定子电流允许值各电压下的相应电流值电压变动百分值5%05%电压（kV）9.9810.511.02电流（A）1701.561617.291540.97发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂家的规定，但最高不得大于额定值的105，此时应注意转子电流不得超过额定值；发电机的最低运行电压，一般不低于额定的95。若发电机的电压下降到额定值的95时，定子电流长期允许的数值仍不得超过额定值的105，频率应经常维持在50HZ运行，其变动范围按电网调度要求调

30、整。5) 频率变动时的运行方式：a) 应维持在额定50HZ范围，其变化范围按电网调度要求调整。b) 当频率异于额定频率时应注意：l 防止发电机过负荷；l 防止发电机励磁电压电流异常过高或过低。6) 当发电机带不平衡负荷时，将引起发电机振动或转子过热，因此，发电机带不平衡负荷或人为短路时的运行应符合以下条件：a) 正常运行时，发电机的三相电流之差不得大于额定电流的15%,机组不得发生异常振动，且任一相的电流值不得大于额定电流，此时应注意检查机组的振动及转子温升情况，并注意防止负序量启动的保护误动。b) 在做短时间的不平衡试验时，发电机定子线圈的最大电流不得超过额定值的25。从带不平衡负荷起到把不

31、平衡负荷降至零为止，总共不得超过5分钟。电流降至零，须经过10分钟后方可进行下次试验。c) 当进行人为的短路或单相接地试验时，应监视下列各点：l 转子回路中的电流；l 定子线圈三相电流；l 发电机输送短路或接地功率；l 发电机电压；l 轴承及冷热风温度不应超过规定；l 此外应采取措施避免由于试验中因开关跳闸切断短路线引起发电机电压升高的危险，并应控制机组转速不高于额定。7) 发电机容许的事故过负荷：a) 在系统发生事故情况下，为了防止系统的静态稳定的破坏，允许发电机短时间事故过负荷。事故过负荷容许的数值应符合下表：过负荷电流与额定电流比值1.11.121. 151.201.251.3实际定子电

32、流（A）1779.021811.361859.881940.752021.612102.48允许持续时间（min）603015654b) 过负荷时，应严格监视系统频率、电压和发电机的线圈、轴承、热风 等温度不得超过规定值；对于正常运行中定子或转子线圈温度较高时，应适当限制短时过负荷的倍数和时间。5.4.3 特殊状态下的运行5.4.3.1 手动递升加压：A. 发电机在下列情况下应进行递升加压试验：1) 机组大修后第一次加压；2) 主变或线路需要递升加压；3) 发电机差动保护动作，经外观检查及测绝缘无异常时；4) 发电机短路干燥或短路试验后；B. 机组手动递加前，应处于下列准备状态：1) 机组出口

33、开关及刀闸断开；2) 发电机电压互感器投入；3) 灭磁开关合上；4) 机组各电源应投入；5) 机组保护投入；6) 机组监控系统投入；7) 调速器手动控制机组在额定转速运行，且功率柜风机运行良好；5.4.3.2 短路干燥：1) 机组大修中更换线圈后，定子线圈绝缘同时满足下列条件，无需干燥，即可投入运行,否则，须短路干燥。a) 定子线圈温度在40OC以下时，测得的绝缘吸收比：R60R151.6b) 在接近线圈运行温度的情况下，所测得的绝缘电阻：R6011M 。2) 在大修后，如未更换线圈，除有明显的落水外，可以无需干燥。3) 长期停机检修，如不满足1和2的规定，经安生部或总经部同意，进行无励空转或

34、短路干燥，待绝缘恢复正常后方可投入电网运行。4) 机组短路干燥前，应做好如下措施：a) 机组出口开关及刀闸断开；b) 测量发电机定子及转子线圈的绝缘电阻；c) 滑环电刷接触良好；d) 励磁调节器退出工作；e) 在断路器内侧装设三相短路线；f) 用厂用10.5kV向励磁变提供电源；g) 机组电压互感器，所有保险投入；h) 关闭空气冷却器进水阀；i) 发电机密封良好；j) 机组操作、保护电源投入，监控系统投运；k) 机组除低电压保持过流保护外，其余保护全部投入； l) 励磁装置投入运行，调用专用静止恒电流短路干燥程序，将设定值设为最小；m) 发电机励磁变压器及其保护均投入；n) 灭磁开关投入运行；

35、o) 功率柜、励磁调节器屏风机投入运行；p) 手动将机组开至空转并维持转速，在额定转速稳定运行。5) 短路干燥时，操作人员在励磁盘调节器柜调节励磁电流进行，并监视发电机短路电流的上升情况。 6) 机组短路干燥时，加热不能过快，开始干燥时的线圈温度增加每小时不超过5oC8oC。干燥过程中，线圈最高温度不得超过80oC。7) 机组短路干燥中的注意事项：a) 注意定子线圈温度，可调节定子电流（必要时可调节空气冷却水水压）进行控制；b) 干燥时定子电流在额定值的25%50%为宜，最高不得超过额定电流的70%；c) 监视线圈温度，每半小时记录一次，干燥1620小时，温度达到稳定后，每小时记录一次；d)

36、测量定子及转子线圈绝缘电阻，每4小时记录一次，并绘制出温度及绝缘曲线；e) 注意监视定子线圈有无局部过热，焦臭味和烟气等异常现象；f) 派专人监视专用三相短路线的发热情况；g) 短路干燥中，如温度不变，定子绝缘电阻的吸收比R60R15，在升高后经4至8小时稳定不变，或定子绕组每相绝缘电阻值已不小于11M，即可认定干燥完毕。逐渐降低温度，停机撤除短路线，停机后推力油槽仍给冷却水，冷却时间由安生部或总经部决定，但空气冷却器不能立即给水。6 机组正常状态下的运行和维护6.1 机组运行中的维护及检查：6.1.1 对运行中的机组进行全面检查，设备的运行应符合技术规范中的有关规定。6.1.2 备用机组的检

37、查与运行机组视同。6.1.3 值班人员应经常监视发电机各表计指示以及微机监控系统，各画面数据显示，使之不得超过规定值。及时调整电压，保证电能质量。合理分配机组负荷，力求经济运行，避免机组在振动区运行。同时应监视微机监控系统画面上各设备显示状态与实际相符。6.1.4 运行值班人员应定时检查记录发电机组运行时各有关参数,110kV母线在调度下达的电压曲线内运行。6.1.5 运行值班员除定期检查外，应根据设备运行情况，天气突然变化（特别是雷雨季节）、系统改变、新投入运行机组等情况，加强检查。发现异常及时分析处理。6.1.6 运行机组巡回检查内容如下：6.1.6.1 调速器部分6.1.6.1.1 指示

38、正常，操作油压不低于3.4MPa；6.1.6.1.2 机械部分工作正常，无异常抽动、跳动等现象；6.1.6.1.3 电气装置接线完好，无异常现象；6.1.6.1.4 开度限制在规定位置;6.1.6.1.5 各杠杆传动机构装置动作灵活、无脱落松动和卡死现象，上、下游导叶开度一致；6.1.6.1.6 各阀门及管路不漏油。6.1.6.2 压油装置、测温屏、水机自动屏、制动系统等巡回检查。6.1.6.2.1 测温装置温度显示各部温度清晰，其值在规定范围内；6.1.6.2.2 水机自动屏内发电机各表计指示在规定范围内，继电器接点完好、位置正确、信号继电器接触良好，各压板位置正确；6.1.6.2.3 制动

39、系统正常情况下，各阀门位置 处于自动加闸状态，管路、阀门无漏气；6.1.6.2.4 压油装置8) 压油泵一台自动、一台备用；9) 压油罐压力、油位合格，集油箱油位正常，各管路和阀门无漏油、漏气现象；10) 油泵电动机运转声音正常，无剧烈振动、无绝缘焦味、轴承温度正常。6.1.6.2.5 消防设备完好，水压指示正常。6.1.6.3 发电机部分检查6.1.6.3.1 励磁炭刷与滑环接触良好，软线连接完好，弹簧压力正常、无过大温升，引线无发黑现象，炭刷在刷框内能自由活动，不得有摆动和卡住现象；6.1.6.3.2 风洞内无绝缘焦味和异常情况，清洁无杂物，各空气冷却器水压正常、无漏水； 6.1.6.3.

40、3 各部轴承油槽油色正常、油位符合规定，内部无异音，各部无漏油、甩油现象；6.1.6.3.4 固定在空气冷却器上的温度计完好、无松动脱落现象；6.1.6.3.5 风闸正常、无剧烈跳动现象。6.1.6.4 水轮机部分巡回检查6.1.6.4.1 技术供水系统各电磁配压阀位置正确，压力表指示符合规定，无漏水现象；6.1.6.4.2 水轮机运行无异音及不正常的摆度和振动；6.1.6.4.3 接力器无异常的抽动和漏油现象,导叶开度传感器钢丝绳完好，无松动脱落现象；6.1.6.4.4 水导油槽油位、油色合格、无漏油、甩油现象；6.1.6.4.5 风洞外围各设备无异常；6.1.6.4.6 蜗壳进人孔密封严密

41、无漏水。6.1.6.5 机旁动力屏巡回检查开关、刀闸位置正确，端子完好，无松动、脱落、发热等现象。6.2 备用机组的维护和检查：6.2.1 备用中的机组，除应做到必要的维护和监视外，必须使其处于完好状态，保证随时能起动。6.2.2 备用机组每班应进行一次全面检查 ，其检查项目和内容与运行机组相 同。6.2.3 备用机组保护正常投入。6.2.4 若发电机长期停机时 ，应采取适当的措施防止线圈受潮，并维持发电机内部温度在5OC以上。7 水轮发电机组的相关操作：1) 大修安全措施2) 大修后安全措施恢复3) 定子绝缘检测4) 转子及励磁回路绝缘检测5) 机组充水试验6) 开机前检查7) 手动开启蝶阀

42、8) 手动开机9) 调速器手/自动切换及空载扰动试验10) 机组事故停机试验11) 机组过速保护试验12) 手动停机13) 手动加闸14) 自动开机15) 自动停机16) 机组递升加压17) 机组带主变的递升加压18) 机组短路试验或短路干燥试验19) 机组假同期试验20) 机组甩负荷试验注：以上操作均以标准操作票为准。8 机组故障及事故处理8.1 机组事故处理的一般原则：8.1.1 迅速判断、果断处理，尽力限制事故的进一步扩大，保证人身及设备的安全，严禁在处理中造成事故的进一步扩大。8.1.2 保证厂用交直流以及重要负荷供电的可靠性。8.1.3 配合调度积极操作，保证电力系统的稳定运行。8.

43、1.4 事故发生后当班值长及有关人员应根据事故追忆、事件表及报警表上所反映的各种信息以及表计、保护、信号、自动装置等具体的动作情况进行综合分析和事故、故障性质的判断迅速作出准确的处理；各种故障、事故信号未经值长许可 ，不得任意复归。8.1.5 对瞬间和短时故障，经运行检查无异常，则应恢复设备；对异常和有元器件损坏的情况，则应作好措施，联系检修、维护人员办票消除和修复相应设备，并经检查、试验，方能恢复设备送电、运行。8.1.6 事故处理完毕后，当班负责人、专责工程师应对事故发生经过和处理时间做好完整的记录和交待，写出事故处理经过后才能交班，以便事故后总结分析。8.2 发电机组事故后的一般检查项目

44、：8.2.1 发电机灭磁开关、断路器是否跳闸；如未跳闸，应立即设法跳闸。8.2.2 检查、记录继电保护、自动装置动作情况以及微机事故追忆等报表登录情况。8.2.3 检查机组导叶是否全关，如未全关，应立即全关导叶。8.2.4 检查机组进水口蝶阀是否全关，若未关，应立即设法关闭进水口蝶阀。8.2.5 检查机组有无异常气味及声音，各部有无大量漏油、漏水情况。8.2.6 判明是否继电保护元件误动或者由于工作人员误动而造成。8.3 发电机过负荷保护动作报警8.3.1 现象：8.3.1.1 上位机及继电保护发出“发电机过负荷”信号；8.3.1.2 定子三相电流可能都已均匀超过额定值。8.3.2 处理：8.

45、3.2.1 若定子三相电流已均匀超过额定值，降低机组有功出力，控制定子电流在额定值范围内；8.3.2.2 若定子三相电流均未超过额定值，应检查电流回路及动作电流设置。8.4 定子一点接地8.4.1 现象：8.4.1.1 上位机及继电保护发出“定子一点接地”信号报警；8.4.1.2 定子三相电压不平衡。8.4.2 处理：8.4.2.1 根据接地三相电压指示数值判明是内部接地或外部接地；8.4.2.2 对10.5kV系统进行选测，判明接地机组；8.4.2.3 如系内部接地，应查明原因，报告调度，迅速转移负荷，尽快解列停机。8.4.2.4 如系外部接地，应查明原因，并迅速将其消除，若一时不能消除，报

46、告调度，按调度要求处理，但运行时间不得超过半个小时；8.4.2.5 检查风洞，如发现有烟雾、焦臭味，应立即停机并切灭磁开关FMK；8.4.2.6 在选择接地期间，应监视发电机接地电压，发现消弧线圈故障应立即停机；8.4.2.7 检查风洞时，应穿绝缘靴；8.4.2.8 机组停机后，运维人员应对定、转子线圈、风洞、母线等进行全面检查并根据实际情况测绝缘。8.5 转子一点接地：8.5.1 现象：上位机及继电保护发出“转子一点接地”信号报警。8.5.2 处理：8.5.2.1 测量正、负极对地电压，判明接地性质和部位；8.5.2.2 如系非金属接地，应立即报告调度设法处理（如吹扫滑环等），同时做好停机准

47、备；8.5.2.3 如系金属接地（测转子回路对地电压接近零），应立即报告调度，转移负荷，解列停机。8.6 转子回路断线8.6.1 现象：8.6.1.1 发电机失磁保护可能动作，转子电流表向零的方向变化，转子电压升高；8.6.1.2 定子电流三相平衡剧烈上升，发电机进相运行或失步；8.6.1.3 如果磁极断线，则风洞内冒烟，并有很响的嗤嗤声音。8.6.2 处理：8.6.2.1 如未自动停机，立即按事故停机按钮事故停机；8.6.2.2 如有着火，按发电机着火处理。8.7 失磁保护动作8.7.1 现象：8.7.1.1 上位机及继电保护发出“失磁保护动作”信号报警；8.7.1.2 机组出口开关跳闸,灭

48、磁开关跳闸。8.7.2 处理8.7.2.1 检查机组出口开关、灭磁开关是否跳开，如未跳开，应立即跳开，停运故障机组，汇报调度并查明机组失磁保护动作的原因；8.7.2.2 检查如系误操作引起，则立即升压并网；8.7.2.3 检查是否灭磁开关机构不良，如机构不良，应处理后方可投入运行；8.7.2.4 检查如系励磁装置故障失磁引起，则应处理后可投入运行；8.7.2.5 检查如系保护误动，则可将机组恢复热备用后开机并网；8.8 发电机复压过电流保护动作8.8.1 现象：8.8.1.1 上位机及继电保护发出“复压过流保护动作”信号；8.8.1.2 发电机出口断路器、FMK跳闸，机组事故停机。8.8.2

49、处理：8.8.2.1 如果是线路或母线故障引起，且事故时对机组冲击不大，待故障消除后8.8.2.2 即可并入系统；如差动保护退出应按差动保护动作处理。8.8.2.3 如属线路事故，断路器拒跳，引起发电机低压过流保护动作；检查线路保护已动作，而断路器未跳闸时，则应立即设法人为跳开断路器。8.8.2.4 如未发现明显故障，可对机组从零起升压，升压良好后并入系统运行，并检查保护是否动作正常。8.8.2.5 查明引起保护动作的原因。8.9 定子过压保护动作8.9.1 现象：8.9.1.1 监控及继电保护发出定子过压保护动作信号；8.9.1.2 机组出口断路器及灭磁开关跳闸。 8.9.2 处理：8.9.

50、2.1 如判明属系统甩负荷造成，检查励磁调节器正常，待系统稳定后，可将发电机投入运行；8.9.2.2 如判明属励磁系统故障应立即联系有关人员消除故障；8.9.2.3 如无明显故障时，测量机组绝缘合格，经安生部或总经部同意后可对机组递升加压,正常后恢复送电。8.10 差动保护动作8.10.1 现象：8.10.1.1 机组有强烈的冲击声，监控及继电保护发出差动保护动作信号；8.10.1.2 发电机出口断路器及其灭磁开关跳闸，机组事故停机。8.10.2 处理：8.10.2.1 检查发电机出口断路器及其灭磁开关，并对差动保护范围内的一次设备进行全面检查，如发现有着火现象，在确认机组所属设备不带电压时，

51、进行灭火；8.10.2.2 如未发现异常，属保护误动，则测机组绝缘，经安生部或总经部同意可以从零慢慢升压，升压时应严密监视发电机定子电压的变化情况，三相定子电流应为0，监视定子接地电压值，发现不良情况立即停机；8.10.2.3 如属保护装置误动，在对发电机递升加压合格后，经安生部或总经部同意可停用相应的差动保护，但其它保护必须全部启用。8.11 非同期并列：8.11.1 现象：发电机产生强烈振动或较大冲击。8.11.2 处理：8.11.2.1 如系统允许，可将机组解列停机，查找原因并检查定子端部，测量绝缘电阻；8.11.2.2 立即调整机组有、无功负荷，使其转入同步，恢复稳定，此时，应严8.1

52、1.2.3 密监视机组各部温度及定、转子电流（电压）情况，并检查风洞，若发现异常，立即停机处理,若无异常，也尽量找机会停机检查；8.11.2.4 .若调整有、无功负荷也无法恢复稳定，应立即停机,检查机组、断路器等一次设备以及风洞和定子端部，检查调速器、励磁调节器等自动装置，测量机组绝缘；8.11.2.5 查明非同期并列的原因。8.12 非同期震荡：8.12.1 现象：8.12.1.1 发电机、线路的各电气量（有、无功，电压、电流）值显示来回剧烈地波动，频率时高时低。8.12.1.2 发电机发出的轰鸣声，其节奏与各电气量（有、无功，电压、电流）显示值的波动合拍。8.12.1.3 水轮机的导叶开度

53、可能摆动，压油装置油泵启动频繁。8.12.2 处理：8.12.2.1 判明是非同期振荡，应不待系统调度员的命令迅速处理；8.12.2.2 如频率、转速显示升高，应在保证厂用电正常运行的情况下，应用调速器机械开度限制压机组有功出力在保证厂用电正常运行的情况下，尽量降低频率，同时增加无功出力，将电压提高到最大允许值；8.12.2.3 如频率、转速显示降低，应增加有、无功出力至最大值；8.12.2.4 如因发电机失磁造成机组本身剧烈振荡而失去同步时，应不待调度命令，立即将该机组与系统解列；8.12.2.5 严密监视密封水压及顶盖的运行情况，以防止密封水中断停机和水淹水导油槽，注意机组摆度；8.12.

54、2.6 注意检查压油泵是否运行正常，如未启动，应立即启动压油泵；8.12.2.7 非同期震荡期间，严禁将调速器切换至“手动”；8.12.2.8 对于因非同期振荡而停机的机组，运维人员应对机组定、转子线圈、风洞、水机部分以及电气一次设备等进行全面检查并根据实际情况测绝缘。8.13 发电机着火8.13.1 现象： 8.13.1.1 发电机不严密处有烟冒出，并有绝缘焦臭味；8.13.1.2 发电机风洞中可以看到烟或火星。8.13.2 处理：8.13.2.1 立即按紧急停机按钮停机，断开灭磁开关FMK。如确认发电机着火而保护又未动作停机时，应立即停机；8.13.2.2 监视机械部分自动器具动作情况，动

55、作不良手动帮助；8.13.2.3 确认发电机无电压，开消防水阀进行灭火；8.13.2.4 检查灭火情况，以下部盖板有水流出为准；8.13.2.5 确认火已熄灭，关消防水阀。8.13.3 灭火过程中注意事项：8.13.3.1 不得破坏发电机风洞密封；8.13.3.2 不准进入发电机内部；8.13.3.3 不准用砂子、泡沫灭火器灭火；8.13.3.4 火熄灭后进入风洞检查必须戴防毒面具并且至少有两人同行；8.13.3.5 灭火工作应由生产人员进行。8.13.4 在发生电气事故停机时，发现发电机内部冒出浓烟或火星，并散发出绝缘焦臭味，证明发电机已着火。在发电机小面积被烧伤而又无蔓延趋势时，不适合开发

56、电机消防水灭火，应提水将火扑灭。其它情况按上述步骤处理。8.14 励磁变事故：8.14.1 现象： 上位机发出“励磁变事故”、“失磁保护动作”等信号报警（其他现象与机组失磁保护动作、灭磁开关跳闸相同）。8.14.2 处理：8.14.2.1 检查机组出口油开关跳闸、FMK跳闸良好，否则，手动跳开；8.14.2.2 迅速对励磁变保护范围内的设备进行全面检查；8.14.2.3 检查保护二次回路；8.14.2.4 如未发现异常，应对励磁变测绝缘正常后，经安生部或总经部或生产厂长同意，方可投入运行。8.15 机组运行中遇有下列情况应将制动系统由“自动”改为“手动”：8.15.1 自动加闸回路故障；8.1

57、5.2 制动电磁阀动作不可靠；8.15.3 测速系统故障。8.16 剪断销剪断8.16.1 现象：8.16.1.1 监控报“机组剪断销剪断”8.16.1.2 机组振动、摆度可能增大；8.16.1.3 水导轴承温度可能升高。8.16.2 处理：8.16.2.1 立即将调速器切“手动”控制；8.16.2.2 检查水车室剪断销是否剪断，若未断，应检查是否信号器已剪断或回路断线、接地等误动引起，查明原因及时处理；8.16.2.3 剪断销若已剪断，视当时具体情况，如能在运行中更换，则及时更换；如不能在运行中更换者，则应报告值长，联系调度，转移负荷，关闭事故闸门，停机更换； 8.16.2.4 若失控导叶在

58、原位置不动，调速器切手动后，通知运维人员及时更换；8.16.2.5 若失控导叶被冲至全关位置，且机组无异常振动声出现，报告值长，联系调度用“手动”降低机组出力，使相邻导叶与失控导叶位置相应时进行更换；如关导叶过程中又使其它剪断销剪断，应关闭调压井事故闸门，停机更换；8.16.2.6 失控导叶被冲至全开或过头，且机组发出强烈振动声，先将机组无功降至“0”按机旁紧急关门按钮或启动计算机紧急关调压井事故闸门流程关工作闸门,待机组有功降为“O”时迅速手动解列发电机出口开关、手动逆变停机，此时机组加闸采用手动方式。8.16.2.7 非紧急情况下，用关蝶阀方式停机，应先请示安生部或总经部后方可进行操作。8.16.2.8 严禁操作计算机紧急停机键盘令紧急停机关闸门，严禁用关导叶方式停机。 8.17 漏油箱液位异常：8.17.1 现象：8.17.1.1 上位机 发出“漏油箱液位异常”并出语音报警；8.17.1.2 现地面板上“漏油箱液位异常”报警红灯亮；8.17.1.3 漏油箱油位已超过上红线，可能往外溢油；8.17.2 漏油箱液位过高处理：8.17.2.1 若油泵未启动，则应手动启动油泵