电站运行规程.docx
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电站运行规程
电站运行规程（初稿）
机组运行操作与维护
第一节机组启动前的注意事项
机组在检修或安装后的初次启动操作，必须在检修工作全部结束，各种工作票已收回，并确认发电机层、水轮机层各部位确无工作人员及其他物件，得到值长命令后，得到值长命令，方可进行各项操作。
第二节机组启动前的检查项目
1、机械部分
（一）、发电机及制动装置部分
1、上、下部油槽油位正常，油质合格。
2、冷却水阀门应在开放位置。
3、各部轴承温度正常。
4、刹车制动屏内各阀门应在机组正常运行位置，压力表指示正常，风闸应落下。
（二）、调速器及油压装置部分
1、调速器触摸屏上频率给定、开度限制指示为零。
2、手自动换向阀应在“自动”位置。
3、调速器供油总阀应在开放位置。
4、集油槽油位正常，油质合格，压力油罐内的油压正常。
5、油泵电源开关在投入位置，切换开关应在“自动”位置。
（三）、水轮机部分
1、导叶拐臂、连臂间无杂物。
2、水导油槽油质合格，油位正常。
3、蜗壳压力表、主轴密封压力表、尾水管真空压力表、顶盖压力表阀门全开。
4、水导冷却水阀门全开，压力正常。
（四）、主阀部分
1、检查蝶阀外部、液压控制箱和电控箱应无杂物。
2、蝶阀油箱内油位正常、油质合格。
3、主阀控制应在“自动”位置。
2、电气部分
开机前的检查部分：
1、发电机应检查碳刷，其清洁完整，接触良好；
2、测温制动屏，温度巡视仪指示正常；
3、励磁屏，其指示正常；
4、机组自动屏和保护屏，指示正常，断路器在“分”位；
5、高压开关柜，其照明灯完好，发电机至母线开关在“断”位，
断路器在“分”位。
6、电脑显示器上各数据显示正常。
第三节机组运行中的操作、维护、检查
1、机组运行中的检查
（一）、调速器部分
（1）、调速器供油总阀应在开放位置；
（2）、油泵电源开关在投入位置，二台油泵能正常工作，油泵启动开关应在“自动”位置；
（3）、手自动换向阀应在“自动”位置；
（4）、集油槽油位正常，油质合格，压力油罐内的油压正常。
（二）、发电机部分
（1）、发电机应按其规范运行，发电机功率应在其相应水头下的机组最大保证功率45∽100%范围内。
（2）、发电机的运行电压变动范围在额定值的±5%以内运行，最高电压不得大少额定值的110%（即6.9KV）,最低电压不得小少额定值的90%（即5.7KV）.
（3）、发电机在运行中应无异常音响、气味和剧烈振动。
（4）、上、下部油槽油位正常，油质合格，无漏油现象。
（5）、发电机上、下油槽内无甩油现象，轴承内部无异常音响。
（6）、发电机来火装置良好，阀前水压正常。
（7）、发电机示流信号器动作正常，冷却水正常。
（8）、自动巡测器各点温度指示正常，轴承温度故障发信号整定为60℃，事故报警整定为70℃。
（三）、水轮机部分
（1）、水轮机运行稳定，各部紧固螺栓无松动，无剧烈振动和异响。
（2）、水导油槽油位正常，油质合格，无甩油、漏油现象，水导轴承温度正常。
（3）、导水叶剪断销无折断，拐臂间无杂物。
（4）、导水叶无个别摆动，跳动现象，轴套无大漏水。
（5）、主轴密封良好，顶盖排水畅通。
（6）、尾水管内无剧烈振动、爆音及水击声。
（7）、自动补气阀工作正常。
（8）、水导轴承冷却水正常。
（四）、主阀部分
（1）、主阀控制开关在“自动”位置。
（2）、蝶阀外部、液压控制箱和电控箱应无杂物。
（3）、蝶阀油箱内油位正常、油质合格。
（4）、伸缩节无漏水现象。
（五）、主变部分
（1）、变压器运行声音是否正常，无爆裂等杂音现象。
（2）、变压器外壳接地良好。
（3）、本体无漏油、渗油；各部连接处以及瓦斯继电器无漏油。
（4）、器顶无杂物，各套管应清洁，无破损裂纹，放电痕迹。
（5）、各散热器温度无明显差别。
（6）、各引线接头无发热、电晕现象。
（7）、主变油面温度、油位正常，储油柜无冒油或油位下降现象。
（8）、风扇启动运转正常。
2、机组运行操作
2．1、手动运行
调速器手动运行时，其电气部分不起作用，但运行人员可以从调速器面板上观察其所处的状态、相应的参数。
⑴、手动开机
1、检查主阀确在开放位置，旁通阀确在关闭位置；
2、检查发电机出口隔离开关确在“合”位，断路器确在“分”位；
3、在调速器触摸屏上，置调速器“手动”位；
4、检查励磁灭磁开关在“分”位；
5、落实水轮机、发电机启动前的检查项目；
6、机组确已具备开机条件；
7、在机组LCU自动屏上将切换开关切至“现地”位；
8、将“开环、闭环”切换开关切至“开环”位；
9、将同期选择开关切至“手动”位；
10、操作手动操作阀，打开水轮机导水叶至空载开度，维持机组于额定转速。
11、合上灭磁开关；
12、手动调节“增、减功”旋钮，调整机组频率；
13、手动调节“增、减磁”旋钮，调整机组电压；
14、视同期合上发电机断路器；
15、调整发电机的有功、无功；
16、将同期选择开关切至“切除”位置。
1、手动增减负荷
机组并网后，操作手动操作阀，使机组带上所需负荷，并根据需要增减负荷。
2、手动正常停机
1、操作手动操作阀，使机组负荷渐减至“0”；接力器至全关位置。
2、操作断路器至“分”位；
3、机组转速下降至35%（机频下降至17.5%）时，投入刹车制动；
4、确认机组停下后，复归刹车制动；
5、关闭机组冷却水。
3、手动紧急停机
当机组须手动紧急停机时，可直接操作紧急停机电磁阀，实现紧急停机。
2．2、自动运行（调速器处在“自动”位置）
⑴、远方（上微机）自动开机
1、检查主阀确在开放位置，旁通阀确在关闭位置；
2、检查发电机出口隔离开关确在“合”位，断路器确在“分”位；
3、在调速器触摸屏上，置调速器“自动”位置；
4、检查励磁灭磁开关在“分”位；
5、落实水轮机、发电机启动前的检查项目；
6、机组确已具备开机条件；
7、在机组LCU自动屏上将切换开关切至“远方”位置；
8、检查相应发电机保护屏“就地转遥控”开关在“遥控”位置；
9、将“开环、闭环”切换开关切至“闭环”位置；
10、将同期选择开关切至“自动”位置；
11、上微机发出开机令；
12、监视自动化元件动作流程正常；
13、调整发电机的有功、无功。
注：
此时若触摸屏上设置为“不跟踪”，调速器受频给控制。
若触摸屏上设置为“跟踪”，调速器自动将网频为频率给定值，实现机组频率跟踪网频。
（2）、并网带负荷
当机组并网运行时，可操作远方或触摸屏上的功给增或功给减来实现负荷的增减。
（3）、自动停机
在控制台上发出“停机”令，接力器关至零，水轮机导水叶关至“全关”位置，机组转速渐渐下降至零。
（4）、紧急停机
在控制台上发出“紧急停机”令，接力器立即快速关至零，水轮机导水叶关至“全关”位置，机组转速渐渐下降至零。
紧急停机复归后，“紧急停机”电磁阀复归，接器保持全关位置。
（5）、甩负荷
机组处在并网自动运行时，当机组突然甩负荷（断路器跳开），调速器接力器立即回关，稳定在空载开度，转速维持在50HZ。
3、机组停机检修的安全措施
1、机组应在停机状态，调速器开度应为“0”；
2、将调速器柜内交、直流电源开关置于“关”位；
3、将调速器压力油泵磁力启动器控制开关切至“切”位，挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌，并置控制柜内电源开关于“关”位，取下控制回路小保险。
4、关闭机组低压供气总阀门；
5、关闭冷却水，并挂上“禁止开放”标示牌。
6、关闭旁通阀，挂上“禁止开放”标示牌。
7、关闭主阀，控制开关切至“切”位，并挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌，将控制柜内主阀、旁通阀电源开关至“关”位；
8、开放蜗壳排水阀；
9、将机旁动力屏内调速器油泵、主阀动力电源切至“关”位，并挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌。
10、将机组自动屏电源切除，取下机组自动回路保险。
11、检查相应发电机断路器在“分”位置；
12、拉开发电机至母线隔离开关；
13、对发电机断路器进出线侧分别验电；
14、在发电机断路器进线侧三相分别放电；
15、合上发电机至母线间接地刀闸；
16、拉开励磁变隔离开关；
17、合上励磁变接地刀闸；
18、拉开励磁电压互感器隔离开关；
19、合上励磁电压互感器接地刀闸；
20、拉开测量电压互感器隔离开关；
21、合上测量电压互感器接地刀闸；
22、分别取下励磁变、励磁电压互感器、测量电压互感器高压熔断器及励磁、测量电压互感器二次熔断器；
23、断开发电机保护、测温制动屏上相应机组所有电源开关；
24、断开灭磁开关MK，取下MK合闸电源，励磁屏风机电源熔断器；
25、断开直流屏上相应机组励磁屏、测温制动屏、机组LCU自动屏电源开关。
4、压力钢管检修的安全措施
1、关闭前池进水口闸门，断开进水口闸门电源保险，挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌；
2、排净压力钢管内积水；
3、打开蜗壳进人孔；
4、将主阀置于“开”位，切除主阀电源，挂上“禁止合闸，有人工作”标示牌。
第四节机组事故及故障处理
一、当机组发生故事时，处理原则：
1、立即报告值长现场情况；
2、检查自动屏信号指示，查明事故原因，但不得马上复归，应立即报告当班值长；
3、当发生紧急情况可应急处理，进行必要的操作，事后报告值长。
4、服从当班值长统一命令，全力采取应急措施；
5、监视自动装置动作情况，如动作失灵应手动帮助；
6、事故处理完毕后，手动复归事故停机回路。
7、凡主机设备发生事故，应迅速停机检查，不得随意复归自动停机回路。
在事故停机中，如调速器失灵，导水叶不能关闭或剪断销剪断，机组不能停下来，应立即关闭主阀及旁通阀停机；
8、凡外界系统原因引起发电机出口断路器跳闸（注：
机组本体无故障）出现自动停机时，应立即手按复归事故停机回路，将机组开至空载，等待调度命令，准备并网运行。
二、机组运行中常见事故
1、机组振动、摆度异常，严重超标时应立即报告当班值长，得到命令后立即减少机组负荷直至正常，若负荷减至空载时机组振动、摆度仍无明显好转应立即请求值长报告调度申请停机检查。
2、机组拒绝自动开机
①、向值长汇报事件情况；
②、检查调速器是否在“自动”位置；
③、机组开机条件是否具备（机组无电气事故、剪断销未剪断、冷却水未中断、制动闸已复归）；
④、若时间紧迫且停机回路无问题，可等待值长命令手动开机。
3、发电机转子回路一点接地
当发电机发出转子回路一点接地信号时，经检查确认，若证实不系误动作，则报告值长，联系调度，立即解列停机。
5、发电机定子、转子超温及过负荷
现象：
①、定子、转子温度超过发电机最高允许温度；
②、定子、转子电流超过额定值；
③、发出发电机过负荷信号。
处理：
1、系统运行正常时，可减少励磁电流使转子电流降至额定值以内，但尽量保持发电机出力不超95%，母线电压不低于5.7KV,必要时应减少发电机有功负荷,使定子电流在额定值以内；
2、若系统处于事故状态时，按发电机允许事故过负荷处理。
6、发电机1PT高、低压保险熔断
现象：
1、上微机发出“PT回路断线”警告信号；
2、上微机显示出PT电压数据不平衡，电流平衡；
处理：
1、先检查若是电压为“0”，则为三相断线；若出现负序电压，则为一相或二相断线；
2、检查PT低压侧保险是否完好，若是好的，则证明高压保险熔断，应请示调度解列停机，更换同容量的保险。
7、发电机失磁
现象：
1、励磁电流突然降至零，励磁电压降低或比原来大幅度升高（与励磁回路断线有关）；
2、无功负荷大幅度下降，出现负数（即发电机从系统吸收无功负荷）；
3、定子电流在幅度上升，过负荷保护动作；
4、发电机电压降低。
处理：
1、立即跳开发电机出口断路器，维持机组空转态；
2、查明原因，处理后重新并入系统。
8、发电机着火
现象：
1、发电机风洞盖板内冒烟或有火星；
2、发电机散发绝缘烧焦的气味；
3、上微机发出发电机差动保护动作信号。
处理：
1、及时、准确地报告值长事故现象；
2、如发电机出口断路器及灭磁开关未跳，应手动帮助；
3、监视机组事故停机过程中自动元件动作情况，如自动失灵，应手动帮助快速停机；
4、拉开发电机至母线隔离开关；
5、迅速接好消防栓箱内水龙带和消防枪；
6、确认发电机已停电灭磁，开启消防专用阀门进行灭火，或用二氧化碳、四氯化碳、1211干粉等灭火，不得用砂子及泡沫灭火器；
7、进入发电机风洞内检查灭火效果及损失情况时，须做好防毒、防窒息安全措施。
9、机组过速事故
现象：
上微机显示发电机后备保护跳闸、机组过速事故警告信号，机组有超速声，出现自动停机关主阀。
处理：
1、应迅速向值长汇报事故情况；
2、如系外界甩负荷引起机组过速，应迅速复归事故停机回路，并关闭导水叶至零（注意机组转速），开放主阀，再将机组开至机空载运行；
3、机组自动停机关主阀时，应根据主阀指示，判断主阀是否关闭，如自动未能关闭，应手动帮助关闭；
4、检查调速器指示是否正常，导水叶开度是否确已为“0”。
10、轴承温度过高事故
现象：
1、上微机发出发电机后备保护动作、轴承温度过高事故警告信号。
2、上微机显示轴承温度超过70℃
处理：
机组自动停机，运行人员应监视机组停机过程中自动化元件动作情况，如出现异常，则手动帮助快速停机。
11、调速器事故低油压
现象：
油压下降到12.5MPa，上微机显示发电机后备保护跳闸、调速器低油压事故警告信号，出现自动停机。
处理：
1、自动停机，监视各自动化元件动作情况，如出现异常应手动帮助快速停机；
2、如因操作油压太低，不能关闭导水叶时，应立即关闭主阀；
3、如果油压能及时恢复，应立即复归事故停机回路，将机组开至空载运行。
11、机组运行中导水叶剪断销剪断
现象：
上微机发出发电机后备保护跳闸、剪断销剪断警告信号，出现自动停机。
处理：
1、自动停机，监视各自动化元件动作情况，如出现异常应手动帮助快速停机。
2、关闭主阀及旁通阀；
3、更换损坏的剪断销。
12、机组停机过程中导水叶剪断销剪断
现象：
上微机剪断销剪断警告信号。
处理：
关闭主阀及旁通阀停机。
三、机组运行中常见故障
当机组发生故障时，运行值班人员应根据信号指示迅速查明原因，进行处理。
1、轴承温度升高
现象：
1、上微机发出轴承温度升高警告信号；
2、机显示轴承温度超过60℃，但低于70℃
处理：
1、检查轴承温度是否升高；
2、检查油槽油位、油质是否正常；
3、检查冷却水压、水流是否正常，如不正常，应迅速调整；
4、测量机组摆度和振动有无异常变化；
5、检查轴承内有无异常变化；
6、监视轴承温度变化情况，并作好停机准备。
2、上、下导油槽油位降低
现象：
上微机油槽油位降低警告信号，油槽油位低于正常油位以下。
处理：
检查油槽、油管是否漏油，排油阀是否误开，如漏油应立即进行处理，运行中不能处理时，应与调度联系停机处理。
3、水导油槽油位降低
现象：
上微机发出水导油槽油位降低警告信号，油槽油位低于正常油位以下。
处理：
检查油槽外部、油管是否漏油，排油阀是否误开，转动油盆是否漏油或甩油，毕托管是否上油。
如漏油应立即进行处理，运行中不能处理时，应与调度联系停机处理。
4、调速器油压降低
现象：
上微机发出调速器油压降低警告信号。
处理：
①、检查两台油泵是否启动，若未启动，应手动启动将油压升至正常值；
②、主、备油泵如手、自动均不能启动，应检查油泵动力电源、自动控制回路是否故障，保护是否动作；
③、视故障情况迅速作出处理或停机处理。
第五节主阀运行中常见故障
1、阀轴轴封泄漏
原因：
1、填料未压紧；
2、轴封损坏已失效。
处理：
1、适当调整填料压盖螺栓（压紧填料）；
2、更换新轴封。
2、油泵电机频繁启动补油，液压系统有泄漏
原因：
1、手动阀未拧紧或电磁阀有泄漏；
2、液压油变质，沉淀物或液压油内含杂物；
3、液压系统其他有泄漏。
处理：
1、当液压系统无压力时拧紧手动阀，更换电磁阀主阀芯密封圈；
2、将主阀多开关几次，用压力油将杂物冲回油箱，或折开电磁阀清洗密封面并更换密封圈；
3、找出泄漏点，更换密封圈。
3、重锤不能升起或液压系统无力
原因：
1、油泵电机轴向不对；
2、三相电源电压不平衡或电压不够；
3、调速阀未打开；
4、电磁阀没关或有故障；
5、手动阀未关紧；
6、溢流阀有故障使压力油流走；
7、油箱内的液压油油量不够；
8、油箱内的液压油已变质。
处理：
1、检查电机转向；
2、检查三相交流电源；
3、将调速阀调到全开位置；
4、检查电磁阀电源及阀内是否有杂物，密封圈是否损坏；
5、关紧手动阀；
6、更换或重新调整溢流阀；
7、添加同号的液压油；
8、重新更换液压油。
4、手摇泵不能工作
原因：
手摇泵内混有空气。
处理：
在液压系统无压力时摇动手摇泵，将泵内空气排出。
变压器运行规程
第一节变压器运行参数
一、1#主变
型号S9—8000/110GY
额定容量8000/8000KVA
额定电压及分接头范围（121±2×2.5%）/6.3KV
绝缘水平h.v.线路端子LI/AC480/200KV
h.v.中性端子LI/AC325/140KV
I.v.线路端子LI/AC60/25KV
冷却方式ONAN
额定频率50HZ
相数3
联结组标号YNd11
空载损耗7.83KW
空载电流0.18%
短路阻抗10.5%
负载阻抗44.05KW
高压
开关位置
电压
电流
V
A
1
2——3
+5%
127050
36.4
2
3——4
+2.5%
124025
37.2
3
4——5
额定档
12100
38.2
4
5——6
-2.5%
117925
39.2
5
6——7
-5%
114950
40.2
低压
电压（V）
6300
电流（A）
733.1
2#主变
型号S9—16000/110GY
额定容量16000/16000KVA
额定电压及分接头范围（121±2×2.5%）/6.3KV
绝缘水平h.v.线路端子LI/AC480/200KV
h.v.中性端子LI/AC325/140KV
I.v.线路端子LI/AC60/25KV
冷却方式ONAN
额定频率50HZ
相数3
联结组标号YNd11
空载损耗13.6KW
空载电流0.19%
短路阻抗10.54%
负载阻抗84.8KW
高压
开关位置
电压
电流
V
A
1
2——3
+5%
127050
72.7
2
3——4
+2.5%
124025
74.5
3
4——5
额定档
12100
76.3
4
5——6
-2.5%
117925
78.3
5
6——7
-5%
114950
80.4
低压
电压（V）
6300
电流（A）
1466.3
近区变
型号SF9—1600/10
额定容量1600KVA
绝缘水平LI75AC35/LI60AC25
冷却方式ONAN
额定频率50HZ
相数3
联结组标号Yd11
分接位置
高压
低压
阻抗电压
电压（V）
电流（A）
电压（V）
电流（A）
%
1
11000
2
10500
88
6300
146.6
4.98
3
10000
第二节变压器运行方式
1、变压器在规定的冷却条件下，可按铬牌规范运行。
2、变压器运行过程中，当达到额定电流的2/3或油面温度达到65℃时，应投入吹风装置，当载电流低于1/2额定电流或油面温度低于50℃时切除风扇。
3、变压器运行电压变动范围在相应分接头额定电压的±5%以内，其额定容量不变。
不论电压分头在何位置，最高运行电压不得大于该分接头电压的105%。
第三节变压器运行维护
1、变压器运行中的保护
变压器在运行和备用时应定期巡查（每班全面检查一次，交班前接班后应重点检查），气象恶劣、高负荷、高温度运行时都要增强灵活性巡查。
2、变压器定期正常巡回检查项目如下:
（1）声响有无加大及有无杂音；
（2）油枕及套管的油位、油色应正常，且无渗漏油；
（3）套管是否干净，有无破损裂纹、放电痕迹及其它异常；
（4）风扇及散热器是否运行正常；
（5）母线引线，支撑碍子有无异常（如接头发热，碍子裂纹、歪斜等）；
（6）检讨油温不得超过最大规定值，冬季时注意油面是否过低，油色
是否变更；
（7）安全膜是否完全；
（8）呼吸器的氯化钙潮解不到1/3或砂胶不变为褐色，油碗内有油；
（9）外壳及瓦斯继电器有无漏油和睦泡，变压器顶部有无杂物；
（10）外壳接地是否良好；
3、气象恶劣或急变时，对室外变压器作灵活性检查，项目如下:
（1）大风天检查引线摆动情况，变压器上部及引线有无杂物；
（2）雨天检查主变低压侧母线廊道屋顶有无漏水；
（3）霉雨季节或雾霜情形下，检讨套管及母线碍子有无严重火花放电现象；
（4）气温大幅度变更时，检查油面变化情况，
第四节变压器的正常操作
1、变压器检修后投入运行前，必须完成下列工作：
①、收回所有工作票，拆除所设安全措施；
②、对变压器进行下列检查：
A、油位计、温度计指示正常；防爆膜完好；各部清洁、不渗油；器顶无杂物。
B、各阀门开、关位置正确；外壳接地良好。
C、分接头位置正确，接触电阻测量合格；各项试验合格。
D、装上开关的操作保险及合闸保险，配合电试人员做保护整组试验。
E、所属保护投入运行，风扇自动及手动启动正常。
2、1#主变退出运行操作步骤：
①、联系调度浪都二级电站2#主变退出运行；
②、断开1#主变101断路器；
3、检查1#主变101断路器确在“分”位置；
4、检查1#发电机611断路器在“分”位置；
5、检查1#厂用变641断路器确在“分”位置；
6、拉开1#主变高压侧1011刀闸；
7、拉开1#主变低压侧6011刀闸；
8、拉开1#主变中性点1010刀闸。
注：
主变停电检修，应按规定做好安全措施。
3、1#主变投入运行操作步骤：
①、收回所有的工作票，拆除所有的安全措施；
②、检查1#主变101断路器在“分”位置；
3、检查1#发电机611断路器在“分”位置；
4、检查1#厂用变641断路器在“分”位置；
5、合上1#主变中性点隔离开关；
6、合上1#主变高压侧1011隔离开关；
7、将同期TK切至“手动”位置；
8、合上1#主变断路器；
9、切除同期开关TK。
注：
1#主变检修后，应按规定拆除安全措施，检查其压扳应在投入位置。
4、2#主变退出运行的操作：
①、联系调度浪都二级电站2
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