第一篇 水电站的运行管理
第一章 水电站的安全运行························1
第一节 保证安全的组织措施 ····························· 1 第二节 保证安全的技术措施 ····························· 4
第二章 水电站的组织管理························5
第一节 交接班制度 ········································· 5 第二节 设备巡回检查制度 ································ 6 第三节 设备异动管理制度 ································ 7 第四节 卫生管理制度 ······································ 7 第五节 值长、值班工岗位职责 ·························· 8
第二篇 微机监控系统运行规程
第一章 第二章 第三章 第四章 第一章 第二章 第三章 第四章
监控系统的组成···························10 监控系统的功能···························10 微机监控系统对设备的操作············12 监控系统异常处理························12
第三篇 发电机运行规程
发电机概述·································14 发电机结构特征···························14 发电机运行规定···························15 发电机运行操作···························19
第五章 第六章 第一章 第二章 第三章 第四章 第五章 第一章 第二章 第一章 第二章 第三章 第四章 第五章 第六章 第一章 第二章 第三章
发电机检查与维护························21 发电机故障及事故处理··················21
第四篇 变压器运行规程
变压器运行规定···························28 变压器冷却、温控系统··················30 变压器运行检查与维护··················32 变压器运行操作···························34 变压器异常及事故处理··················35 配电装置的组成···························40 高压配电装置的分类运行···············40
第五篇 高压配电装置运行规程
第六篇 励磁系统运行规程
励磁系统概述与功能·····················45 励磁系统运行规定························47 励磁系统运行操作························47 励磁系统运行中应注意的事项·········49 常规巡视检查项目························50 励磁系统故障处理························50
第七篇 直流系统运行规程
直流系统的组成···························52 直流系统主要技术参数··················52 日常维护工作······························52
第四章 第五章 第一章 第二章 第三章 第一章 第二章 第三章 第四章 第五章 第六章 第七章 第八章 第一章 第二章 第三章 第四章 第五章 第六章
直流系统的操作···························53 直流系统故障处理························54
第八篇 厂用电运行规程
厂用电概述与运行规定··················56 厂用电运行方式···························56 厂用电运行操作与维护··················57 运行人员基本要求························60 二次回路更改规定························60 保护压板管理规定························60 保护定值管理规定························61 继电保护工作保安要求··················61 继电保护运行维护························62 继电保护运行操作························63 继电保护异常处理························63
第九篇 继电保护及自动装置运行规程
第十篇 水轮机运行规程
水轮机主要零部件························65 水轮机的安装······························66 水轮机技术性质···························67 水轮机运行规定···························68 水轮机运行操作···························68 水轮机运行维护与检查··················72
第七章 第八章 第一章 第二章 第三章 第四章 第五章 第六章 第一章 第二章 第三章 第一章 第一章 第二章 第三章 第四章
水轮机故障处理···························73 水轮机事故处理···························74
第十一篇 调速系统运行规程
调速器电气部分···························77 调速器机械部分···························77 调速器工作原理···························78 调速器常规操作···························79 调速器维护与运行注意事项············80 调速器故障处理···························80 油系统·······································83 水系统·······································84 气系统·······································87
第十二篇 辅机系统（油、水、气）运行规程
第十三篇 水工运行规程
水工建筑物运行监视·····················92
第十四篇 现场安全规程
发电机组开、停机操作··················94 运行机组日常运行监视··················95 防洪渡汛工作······························96 消防应急规程······························96
附：
常规开机流程·············································99 常规停机流程·············································100 大中河三级电站一次主线图···························101
一、水电站的运行管理
1．水电站的安全运行 1．1 保证安全的组织措施
为了保证小型水电站安全运行，在电气设备上工作的组织措施有四种：即
工作票制度；工作许可制度；工作监护制度和工作间断、转移和终结制度。 1．1．1工作票制度
所谓工作票制度，即在电气设备上工作应填有工作票或按命令执行，其方式有以下三种： a) 填用第一种工作票
填用第一种工作票的工作是指在高压设备上工作需要全部停电或部分停电，或在高压室内二次接线和照明等回路上工作，需将高压设备停电或做安全措施。
b) 填用第二种工作票
填用第二种工作票的工作是工作人员远离带电部分或在人体与带电部分间有合格的、可靠的遮拦距离时，保证人身确无触及带电部分危险。或指除运行值班员以外的一切电气工作人员，采用任何工具在高压侧直接定相或作任何带电测量工作。 C) 口头或电话命令
其他的工作可用口头或电话命令。
工作票应一式二份。两份工作票中的一份必须经常保存在工作地点，由工作负责人收执，另一份由值班人员收执，按值移交。值班员应将工作票号码、工作任务、许可工作时间及完工时间记入操作记录本中。
一个工作负责人只能发给一种工作票，工作票上所列的工作地点，以一个电气连接部分为限。若此连接部分全部停电，则所有不同地点的工作可发一张工作票，但要详细写明主要工作内容，几个班同时进行工作，工作票可发给一个总的负责人。
若设备在运行中突然发生损坏，异常，被迫紧急停电下，为了及时恢复送电，必须立即组织力量，迅速抢修。在这种情况下，往往没有足够的时间事先填写工作票，为了不影响事故抢修进度，可以不开工作票。但一切安全技术措施和工作许可、监护、间断、转移、终结等制度仍应坚持执行，待抢修工作转入沉稳秩序
后应立即补填工作票。并把抢修情况废操作记录本内，决允许将经高度同意的临时检修也说成事故抢修而不开工作票。
第一种工作票应在工作前一天交给值班员。 第二种工作示应在进行工作的当天预先交给值班员。
工作票应由工作负责人或工作许可人填写，由电站内熟悉本站设备情况和熟悉电业安全工作规程的生产领导人、技术人员签发。但工作票签发人和工作许可人不能兼任工作负责人。工作负责人和工作许可人不能签发工作票。这样做的目的是能使他们之间起到一个互相检查、监督和制约的作用。上述三种人员都负有一定的安全责任，对他们的安全技术水平有一定的要求，因此，不能单凭职务来确定人选，必须有考核、批准的手续。 1．1．2操作票制度
站内一切设备运行状态的变更都必须填写操作票。在现场中由值班员填写操作票，由值班长签发并对操作的正确性进行核实。在操作中由值班员操作设备，值班长应跟随监督，对于已操作完的步骤应作上“√”标记。
操作票的内容包括：操作依据、操作对象、设备操作前后的状态、操作起始时间、设备的操作步骤和注意事项以及操作员和监督员的签名。
操作票内容应认真、如实填写，不得乱涂改，不得重复使用。对于操作步骤不足一页时应在空白处加盖“以下空白”章，而对于操作步骤较多页时应在最后一页的空白处加盖“以下空白”章和“操作终结”章，对于写错或临时状态出现变更要取消此次操作时，应对该操作票加盖“作废”章。操作票操作完以后应加盖“已执行”章。最后由值班长将操作后设备的状态写入要事记录本内，并记录好此次操作设备的动作情况。
在接到调度室的命令或得到调度室的允许后方可更改设备的状态，严禁私自更改或无票的情况下更改设备的状态。在紧急状态下为了缩小事故范围允许操作设备，但事后应立即补写操作票，并把操作过程和内容记录完整。 1．1．3工作许可制度
工作许可人（值班员）在完成施工现场的安全措施后，还应会同工作负责人到现场检查安全措施。在需触摸的设备上应以手背验电，证明设备确无电压，并向工作负责人指明带电设备的位置和注意事项，然后双方在工作票上分别签名。
完成以上许可手续后，工作班方可开始工作。
工作负责人、许可人任何一方不得擅自变更安全措施，值班人员不得变更有关检修设备的运行接线方式，以免给现场工作人员带来危险。工作中如遇特殊情况需要变更时，应事先取得对方的同意，更改相应的工作票。 1．1．4工作监护制度
完成工作许可手续后，工作负责人（监护人）应向工作班人员交待现场安全措施，带电部位和其他注意事项。工作负责人（监护人）必须始终在工作现场，对工作班的安全认真监护，及时纠正违反安全的动作，特别当工作班人员工作中的人体某部位移近带电部分或工作班人员转移工作地点、部位、角度时，更应重点加强监护工作，以免发生危险。
工作负责人（监护人）无特殊情况，一般不得参加工作班工作。 工作负责人（监护人）在工作期间若因故离开工作地点时，应指定能胜任人的员临时代替，离开前应将工作现场交待清楚，并告知工作班人员，若一时无可胜任人员代替，则应把工作班人员全部撤出工作现场。 1．1．4工作间断、转移和终结制度
工作间断时，工作班人员应从工作现场撤离，所有安全措施保持不动，工作票仍由工作负责人执存，间断后继续工作，无需通过工作许可人，每日收工时，应清扫地点，开放已封闭的通路，并将工作票交回值班员。次日复工时，应得值班员许可，取回工作票，工作负责人必须事前重新认真检查安全措施是否符合工作票的要求后，方可工作，若无工作负责人或监护人带领，工作班人员不得进入工作地点。对于夜间需要送电的工作，应每天办理新的工作票和每天分别履行工作许可和工作终结手续。
在同一电气连接部分有同一工作票依次在几个工作地点转移时，安全措施由值班员在开始前一次做完，不需再办理转移手续。但工作负责人在转移工作地点时，应向工作班人员交待带电范围，安全措施和注意事项。
全部工作完毕后，工作班应清扫整理现场，工作负责人应先周密地检查，待全体工作人员撤离工作地点后，再向值班人员讲清所修项目，发现的问题，试验结果和存在的问题等，并与值班人员共同检查设备状况，清点工作人员和检修用具，查看有无遗物， 是否清洁等。然后在工作票上填明工作终结时间，工作人和值班员在两份工作票上共同签名，工作即各终结。工作人将所执一从交回工作签发人存查，值班员保存的另一份工作票在所有安全措施和地线都拆除后方告终结。
同一停电系统的所有工作票结束，所有安全措施和地线都拆除，并得到电力系统调度员和值班长的许可命令后，方可合闸送电。
工作标签发人在未收回工作负责人上一张工作票以前，不得签发新的工作票给工作负责人。
1．2保证安全的技术措施
在全部停电或部分停电的电气设备上工作，必须完成下列措施 1．2．1停电
将检修设备停电，必须反各方面的电源完全断开，既断开断路器，又要把两侧的隔离开关打开，操作把手必须锁住，使得各方面都至少有一个明显的断开点，与停电设备有关的变压器，电压互感器，必须从高低压两侧断开，以防向停电检修设备反送电。 1．2．2验电
停电后，还应检验已停电线路有无电压。这样可以明显地验证停电设备是否确无电压，以防出现带电装设接地线或带电合接地刀闸等恶性事故。 验电的工具是与电压等级相应而且合格的验电器，验电前先把验电器在有电设备上试验，以确认验电器良好，然后在检修设备进出线两侧各相分别验电。 1．2．3装设接地线
当验明设备确实已无电压后，应装设接地线，将检修设备的残余电荷消除；同时消除因线路平行、交叉等引起的感应电压或大气过电压造成的危害且当设备突然来电时，能作用开关迅速跳闸，切除电源，消除危害。
对于可能送电至停电设备的各方面或可能产生感应电压的停电设备都要装设接地线，即做到对来电侧而言，始终保证工作人员在接地线后侧，所装接地线与带电部分距离符合有关规定。
装有接地刀闸的设备停电检修时应合上接地刀闸代替接地线，当接地刀闸有缺陷需检修时，应另装设接地线代替该接地刀闸，接地刀闸才可拉开检修。 装设接地线必须先接接地端，后接导体端，这样做的好处是停电设备上若有剩余电荷或感应电时，因接地使保护动作开关跳闸切除电源，并有效地限制导线上的电位而保护人身安全。同理，拆接地线的顺序与此相反，为进一步确保操作人员的人身安全，要求拆、装接地线时，均使用绝缘棒可戴绝缘手套。 接地线在装设前应经过详细检查，禁止使用不符合规定的导线作接地和短路这用。接地线必须用专用的线夹固定在导体上，严禁用缠绕的方法进行接地和
短路。
1．2．4悬挂标示牌和装设遮栏
工作人员在验电和装设接地线后，应在一经合闸即可送电到工作的开关和刀闸的操作把手上悬挂“禁止合闸，线路有人工作！”的标示牌，标示牌的悬挂和拆除应按调度员的命令变更设备状态时执行。
部分停电的工作，应装设临时遮栏，用以隔离带电设备，并限制工作人员的活动范围，防止在工作中对高压带电部分的危险接近。临时遮栏可用干燥木材、橡胶或其他坚韧绝缘材料制成，装设牢固，并悬挂“止步，高压危险！”的标示牌。因工作特殊需要，35KV以下设备的临时遮栏，可用绝缘板与带电部分直接接触，挡板的绝缘性能应符合规定。
在室内高压设备上工作，应在工作地点两旁间隔和对面间隔的遮拦上和禁止通行的过道上悬挂“止步，高压危险！”的标示牌。可以更明确地警戒工作人员不要误入有电设备的高压导电部分或附近，从而保证安全。
室外设备，大都没有固定的围栏，设备布置也不像室内集中。为了更好警戒检修工作地点，限制检修工作人员活动范围，应在工作地点四周用红色绳子做好围栏，将检修设备围起来，指定检修人员在围栏内进行检修工作，围栏上应悬挂适当数量的“止步，高压危险！”的标示牌，标示牌必须朝向围栏里面（即面向检修人员）
在工作地点悬挂“在此工作”的标示牌，这样可以提示检修工作人员，防止走错间隔。在工作人员上下用的铁架或梯子上应悬挂“从此上下”的标示牌，在邻近其他可能误登的架构上应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。 各种安全遮栏、标示牌和接地线等都是为保证检修工作人员的人身安全和设备安全运行而作的安全措施，任何工作人员在工作中都不能随便移动和拆除。如确因工作需要，须变动上述安全措施的内容或做法时，必须征得工作许可人的同意。工作完成以后，应立即恢复原来状态并报告工作许可人。 2．水电站的组织管理
要使电站能安全、经济、优质的运行，首先要健全组织机构，行使职权。合理地设置和健全与其规模相适应的各种机构能有效地指挥生产，并能减小开支，避免人浮于事。不能因紧缩开支而任意取消一些职能机构，也不能因人设岗。 2．1交接班制度
交接班制度主要是规定运行值班人员在交接班时的职责和职权，交接班的
内容，交接班的方式和程序。
2．1．1交班人员应提前20分钟做好交接班前的检查工作，整理记录、清点工具、打扫卫生，为交接班做好准备工作。同时接班人员应提前10分钟进入机房进行检查等工作后准备接班。
2．1．2交班人员必须认真、详细的向接班人员说明机电设备的运行情况和存在问题，传达上级指示和接班后应注意的事项，双方检查记录及清点工具。在双方意见统一后签名完成交接班手续。
2．1．3在交接班时，发生故障或进行倒闸操作时，应由交班人员为主，处理或进行倒闸操作，而接班人员应主动协助处理，待事故处理或倒闸操作完成后方可交接班。
2．1．4在交接班时，若接班人员发现交班人员没有认真履行交班手续，如记录不完整及工用具丢失等没有记录清楚时，接班人员可以不接班，若双方意见不统一，应由站负责人裁决。
2．1．5完成交接班手续后，交班人员可离开机房，接班人员成为新的当值人员，应严格遵守值班制度。 2．2设备巡回检检查制度
巡回检查是了解设备运行情况，及时发现设备缺陷，防患于未然，为发供电连续运行取得主动权的一项重要措施，各岗位负责人要精通自己所辖设备结构性能和运行标准。
巡回检查应定时，定岗，定线路进行，每小时巡回一次。/检查过程要求做到“慢走、静听、细看、详闻”，检查中发现问题应及时汇报，并做好记录，对检查发现的重大缺陷应及时通知有关领导及检修人员。
巡回检查必须遵守《电业安全工作规程》有关规定，检查高压设备时，不得私自开启开关柜的拒门，检查中注意与带电设备，转动机械保持足够的安全距离。
遇有下列情况应对有关设备进行特殊检查； a) 恶劣天气（大风、雷雨、下雪天气）； b) 开关事故跳闸； c) 机组受冲击；
d) 设备严重超负荷运行机；
e) 机组开机前，后及停机后应对机组所属设备进行全面检查。
f) 设备发生事故或故障后，应重点检查事故或故障设备以及与其相关设备，并将检查情况汇报值长，并做好记录。
g) 设备检修前、后，应检查检修前故障情况及检修后的处理情况。 h) 各设备投入运行前，应查设备是否满足运行要求。 2．3设备异动管理制度
运行值班人员在运行值班时，除了应加强对设备的巡视检查外，还应对设备作定期试验和保养。对于有两套及两套以上的装置应该定期、定时轮换使用。
在枯水期时，有两台及两台机组以上的电站，在库容较小时，来水量往往不足以两台同时运行。在征得调度允许后两台机组应定期轮换为运行和热备用状态。以免机组长期不开使得转子、定子受潮而绝缘下降。
对于调速器油泵电机、高压气机、低压气机等设备通常都是两台互为主用和备用。这些是长期运行的更应该定期、定时切换。
通常情况下机组停机10天以上时，开机前应检查定子、转子的绝缘情况，可用摇表进行测定。只有在绝缘条件满足的前提下方可开机运行。在开机时应该采用自动分步开机，密切监视机电设备的动作情况，在建压时宜采用零起升压。发现异常需停机检查。
调速器油泵电机、高压气机、低压气机等设备要视这些设备的动作情况而定。一般来说，对于漏油较严重的调速器油压装置因油泵电机启动较频繁，应对1天甚至半天就得切换一次，而高压气和低压气因用气量较少所以启动次数不多，可以考虑2天甚至更长时间切换一次。但在电机发热较严重时应查明原因，若系电机原因应立即切换为备用运行并监视其动作情况。若系外围电源或其他装置问题应设法排除，若短时间内无法排除应联系调度解列停机。
设备异动切换时应做好记录，记录内容包括切换时间、切换原因及切换人。在交接班时应向接班人员作口头说明，对于一些有可能影响设备运行的还应在交接班记录中注明。 2.4卫生管理制度
厂房是发电生产场所，保持厂房各设备整齐、卫生，是实现文明生产，改善劳动环境，提高设备和职工健康水平，确保安全生产的一项必不可少的措施。 a) 厂房场地所有生产设备，必须保持整齐、清洁卫生，不得随地乱放其它杂物，
不得随地吐痰、不得乱倒剩菜饭，茶类等，厂区内严禁吸烟。
b) 各值在下班前必须把场地、设备打扫干净，工具材料等应定位存放好。 c) 值班员是厂房和设备的主人，各值班员必须搞好所辖设备和场地的清洁工
作，在值长的指挥下，共同搞好公共场所的清洁卫生。
d) 督促检修工作人员保持设备、场地的清洁卫生，检修工作结束后，必须将设
备、场地清扫干净后，方可注消工作票。
e) 清扫工作必须注意：1、清扫高压设备时必须严格按照《电业安全工作规程》
进行，保持安全距离，不得移开和越过遮栏。2、清扫机械设备时，不得触碰机械的转动部分，清扫转动部分外壳时，严禁用拖把进行擦拭。3、清扫控制盘、保护盘、继电器接线端子时应小心谨慎，用鸡手弹清扫。 2．5值长岗位职责
a) 值长负责组织全值人员认真贯彻执行党的方针、政策、法令以及公司生产部
门制定的各项安全规章制度，认真学习业务技术。保质、保量、安全、经济地完成安全生产的各项任务。
b) 值长统管全值的电气、水机、水工设备的运行，具体负责中控室各设备操作
记录及各种表格，图纸等资料。
c) 值长是厂房机、电设备和水工建筑物安全、经济文明运行的负责人，是各种
工作票的许可人，负责与地调联系设备的开、停机申请，并将申请情况及时
通知值班员。负责与地调联系倒闸操作和事故处理。 d) 接受地调和上级领导的命令应立即记录，核对清楚后，向值班员发布命令，
并负责审查和签发操作票，对操作票的正确性负责。
e) 发生事故时，值长是事故处理的总指挥，必要时可召集有关人员前来协助，
并对处理的正确性负责。事故处理后，应组织全值班人员讨论并写出事故分析报告，接受事故教训。
f) 值班中，填写本值设备运行方式、运行情况，各种工作票的登记、记录。交
班前认真填写交接班记录并签字。
g) 及时组织全值人员召开每一个倒班一次的安全民主生活例会，认真学习安全
生产知识和业务知识，开展考问讲解，互帮互学。共同提高技术业务水平。 h) 值班中，检查全值人员执行规程制度、劳动纪律、文明生产情况，同时督促
本值人员做好设备及场地卫生。
i) 负责组织交接班仪式，要求员工须积极、认真、严肃、规范。 j) 积极协助厂部做好岗位轮换工作。 2．6值班工岗位职责
值班工在值长的直接领导下，具体负责1# 、 2#发电机组自动化及保护、励磁、直流、主变、厂变、10.5kV开关柜、400V开关柜及照明系统等并做好下列工作。
a) 与值班长在一起监视各仪器、仪表，合理调整机组负荷，保证电能质量，
认真做好运行日志及有关记录。
b) 按规定的检查线路，定时对电器设备进行认真巡视。 c) 在值班长的监护下，进行开、停机及各项倒闸操作工作。
d) 完成值长下达的各项工作任务，在值长离开中控室时负责本值的全部工
作。
e) 在值长监护下进行各项电气倒闸操作和安全措施的布置。 f) 协助值长开展好各项建设。 g) 做好资料的整理、记录工作。 h) 搞好所辖设备的卫生保洁工作。 i) 协助值班长进行各项事故处理。
二、微机监控系统运行规程
1．监控系统的组成
监控系统由上位机监视机电设备的运行状态，任何人不得在微机上安装与监控无关的软件，以免微机出现病毒，不得任意增、删数据以免影响监控系统的正常运行。
本站微机监控系统采用以太网的形式与PLC进行通信。通过对PLC开关量、模拟量的采集可以有效地远方控制与监视机电设备的运行状态。上位机的监控软件采用SZX8000监控软件，由福州励源电力科技开发。该程序能有效对机电设备进行遥测、遥信、遥调和遥控。
本监控系统分为远控和近控两种操作方式。远控即为在中控室操作，近控即为在机旁屏的触摸屏或按钮上操作，通过机旁屏的“远方/现地“按钮可进行切换。本监控系统建议遥控操作在现地监视机电设备的动作情况。
本监控系统的运行模式为主机与备机二选一。主机可以遥控数据，备机只能监视数据。备机没有做入库操作，主机按一定条件把现场智能设备经过通信模块送上来的数据存入备机的数据库中，主机和备机可互相切换，但以太网只能和主机进行通信，因而主机拥有监控系统所有的功能，包括遥测、遥调和遥控。而备机只能监视机电设备的运行情况，无法控制。 系统中按设置的权限分为三层：
1、超级用户 主要功能有：用户的添加与删除，数据库的维护与设置，监控软件的退出，控制命令的发送，图形的编辑，数据库的备份与还原，主备机的切换。
2、操作人员 主要功能有：控制命令的发送。
3、一般人员 主要功能有：对界面数据的监视，及对报表曲线的管理。 每个用户拥有自己的账号和口令，在登录系统以后根据不同的权限执行相应的操作
2监控系统的功能
SZX8000监控程序的功能主要有：系统管理、系统监控、系统维护、系统设置、图形管理、通信管理、帮助7大块，在各个功能菜单中分别含有不同的具体实用功能。 2．1系统管理
具有超级用户权限的用户来分配和注销操作用户和一般用户的帐号和密码，操作用户和一般用户得到帐号和密码后可以重新修改密码。 2．2系统监控
这是系统中的重要功能，主要有以下几个方面：
a) 电站运行监视： 实时监控电站运行情况
b) 命令控制： 实现对机组各设备状态的改变操作 c) 越限记录、实时报警： 实现对各模拟量数据的监视与报警 d) 数据查询： 实现对实时数据、历史数据的查询 e) 电量统计： 实现每天、每月的电量统计 f) 报表生成、打印： 实现机组每天各参数的报表、打印
g) 实时曲线： 实时记录机组每时刻的数据，并绘
制成直观曲线
h) 温度棒图: 直观监视机组的温度情况 i) 用户管理： 相应的用户权限只能执行相应的操
作
j) 数据库维护： 实时保存机组各数据
k) 数据备份： 定期将机组所保存的数据作备份 l) 图形编辑： 主要用于程序开发前期
m) 通信管理： 实现上位机与各相关设备的通信，
以实现遥控、遥测、遥调、遥信
2．3系统维护
主要实现对数据的维护包括数据库的设置与管理，数据的备份与还原及在主机发生故障时用以主、备机的切换。 2．4系统设置
实现机组开机参数的设置及自动报表的时间等等。 2．5图形管理
对监控系统的画面作切换，通过不同的画面可以监控不同的设备。 2．6通信管理
设置和查看上位机与保护装置、机组PLC、MOXA装置及GPS的通信。
2．7帮助
介绍本监控系统的使用说明。 3微机监控系统对设备的操作
SZX8000通过以太网与现地LCU和公用同期LCU通信可以完成遥测、遥控、遥信、遥调等任务
由当值人员将控制方式更改为远方控制时，可以通过微机监控作出以下操作：
3．1 对本站1#、2#机组的正常开停机操作。 3．2对本站1#、2#机组的事故、紧急事故停机操作。 3．3对1#，2#机发电机出口开关的分、合闸操作。
3．4 调节有功功率、无功功率，同时还可以在给定功率因数的情况下，以不超过转子各参数为准作出最大限度的无功调节。
3．5 监视机电设备的运行，对故障点作出响应，并报警告知运行人员。 3．6 采集机电设备的模拟量，并对数据作出分析报告。 4监控系统的常见故障及异常处理 4．1微机监控系统软件无法启动
关闭正在运行的所有程序，重新启动计算机。
4．2微机无法采集数据
复位电量采集装置，重新启动计算机加载监控软件，检查电量采集装置和微机的以太网接口，通信协议是否正确。 4．3监控系统无法操作机电设备
按采集数据故障处理，PLC复位。检查各开出继电器的工作电源。同时可现地操作机电设备，并监视其动作情况。 4．4监控系统功能不齐全
检查监控系统程序数据的完整性，可加载备份程序数据。 4．5通信异常处理
a) 主机的通信程序一定得比备机的通信程序先运行。（所指的通信程
序包括：保护装置通信、PLC通信和MOXA装置通信） b) 当主机的通信程序关闭后，备机的通信程序自动关闭。 c) 只允许一台计算机为主机。
d) 保护装置：当某台保护装置连接出现问题时，其余保护装置通信仍
能正常运行，且保护装置通信程序弹出“某台装置连接失败”窗体，用户根据提示进行检测，连接正常后，保护装置通信恢复正常运行。 e) PLC：当机组PLC装置和公用PLC连接出现故障时，界面弹出提示窗
体，用户检测完之后，恢复正常运行。
f) MOXA装置：当连接至MOXA的装置（如调速器、测温模块、直流系统
等）出现故障时，界面会弹出报警窗体，提示哪个装置出现通信离线，用户经过检测，连接正常后，恢复正常运行。当MOXA装置出现连接故障时，界面弹出提示窗体，用户根据界面提示进行检测，连接正常后，MOXA装置通信自动重连恢复正常运行。
三、发电机运行规程
1. 发电机概述
本发电机为卧式结构，靠法兰与水轮机同轴刚性联接。 本发电机采用静止的可控硅励磁装置励磁 。
本发电机采用带空气冷却器的闭路自循坏空气冷却系统 。 2．结构特征：
本发电机为卧轴结构转子与水轮机转子刚性联接，机组三个轴承共用一块底板，机组的飞轮力矩不足部分由飞轮来满足。
本发电机由定子、转子、座式轴承、底板、空气冷却器等部件组成，各部件的结构特征简述如下： 2．1、定子：
定子铁芯用0.5毫米厚优质电工钢片（50W315）冲制的扇形片迭压而成。外径173cm，定子铁芯长度63cm轴向设多道径向通风沟。机座由钢板组焊件机加工而成。定子线圈由双涤纶玻璃丝包烧接线扁铜线绕制，F级绝缘。定子引线由6高压电缆引出。在定子线圈层间和槽底，埋设6个电阻感温元件，以测量定子线圈和定子铁芯的运行温度。 2．2、转子：
转子由极身磁轭、主轴、磁极线圈、极靴、集电环、风扇等主要部件组成，转子外径为φ128.8cm，与定子铁芯单边最小空气隙为1.1cm。极身磁轭由锻钢35A制成，是传递力矩、产生转动惯量的主要部件，也是构成磁回路的部件之一，它热套于主轴上。主轴为35A锻钢整体锻制，具有足够的刚度，是支持磁轭和传递力矩的重要零件。磁极线圈由裸扁铜线绕成，匝间采用环氧玻璃坯布F级绝缘，极靴用多根螺钉把合在极身上，为加强通风，转子的两端装设有轴流风扇，集电环为套筒式结构，装于主轴末端。 2．3、座式滑动轴承：
发电机转子支承在两个座式轴承上，轴承中心高630毫米。非传动端轴承为φ250径向座式轴承。传动端轴承为φ250径向座式轴承，二道轴承均采用内油
自循环润滑,瓦底埋水冷却管结构。非传动端φ250轴承与底板间设有电气绝缘装置，绝缘电组不小于1MΩ.润滑油为L-TSA32号汽轮机油. 2．4、空气冷却器：
本发电机通风冷却系统中选用一台穿片涨接式高效空气冷却器冷却器的公称换热容量为85KW，冷却器进出风处各装有一支电阻感温元件用以监视冷却空气的温度。
空冷器进水温度≤28℃,空冷器出风温度不超过40℃,工作水压为0.2-0.25MPa。
3. 发电机运行规定
3、1发电机铭牌数据及额定参数 发电机铭牌规范 型号 额定电压 额定电流 额定功率 频 率 功率因素 厂家 3．2 基本规定
3．2．1 1#、2#机组均属德宏地调管辖，凡机组状态改变，正常启停和大负荷改变等操作均应得到调度员的许可。
3．2．2 机组受冲击或系统发生振荡后，应检查机组振动、摆度、声音是否异常。
3．2．3 发电机不作调相运行。
3．2．4 机组无功出力应根据系统电压进行设置，但应满足机端电压和发电机稳定要求并应在下列条件下运行。
正常时机端电压不得超过额定电压的±5％以内，即9.975KV——11.025KV，且机组额定容量保持不变。
系统事故时，机端电压不得超过额定电压的±10％以内，即9.45KV——11.55KV。
3．2．5 发电机在正常运行时，定子三相电流之差一般应小于额定电流的
接 法 额定转速 飞逸转速 励磁电压 励磁电流 绝缘等级
5％，最大不得超过额定电流的20％，此时任何一相电流不得超过额定值，并且转子振动发热情况正常，否则应减少负荷电流。
3．2．6 发电机不得在无主保护下运行，正常运行方式下发电机所有保护装置均应投入。
3．2．7 冷却系统空冷器短时故障退出运行时，应适当降低发电机功率，并加强监视定子线圈及冷热风温度，使其不超过规定值。
3．3 机组运行参数规定。
3．3．1 在额定电压、额定频率，额定温升、额定功率因素时，保证发电机能够输出额定容量2.5MW，并连续长期运行。
3．3．2 运行和备用中的发电机其励磁调节器正常情况下必须处于自动位置，强励及强励限制必须投入。
3．3．3 在满足电网要求下，水轮机应按效率试验确定的运转特性曲线要求，尽量运行在最优效率区。
3．3．4 发电机输出额定功率时应满足。
在额定转速，功率时，发电机电压与额定值不超过±5％，即9.975KV——11.025KV。
在额定电压下，频率与额定值偏差不应大于±1％，即49.5~50.5HZ。 若电压和频率偏差超过上述规定值时仍需连续运行，此时输出功率以及励磁电流不超过额定值，定子电流应不超过额定值的105％。
3．3．5 过载能力
发电机在额定温升下，能够承受150%额定电流，历时2min不发生有害变形及接头开焊等情况。
转子绕组能承受2倍额定电流的持续时间不小于50S
承受不平衡电流能力，发电机在不对称的系统中运行时，任何一相电流均不超过额定值。
3．3．6发电机绝缘等级及各部允许最高运行温度。 发电机定子绕组，定子铁芯及转子绝缘等级为F级。
定子绕组，定子铁芯及转子绕组的允许温升为70度（K），最高温度应不高于120º运行。
3．4 发电机的启动、并列、加负荷和停机规定
3．4．1 备用机组应进行必要的监视和维护，使其经常处于完好状态，随
时能立即启动，如需进行缺陷处理应事先向地调报告，当机组停机时间超过48小时，应适时投入机组加热器防止机组受潮，致使绝缘下降。
3．4．2 在枯水期间，两台机应轮换运行，防止一台机组因长时间停机引起绝缘受潮或自动控制部分异常，或一台机组长期投运造成提前老化。
3．4．3 发电机检修后，在启动前应将检修工作票全部收回，并详细检查发电机各部分及其周围的清洁情况，各有关设备必须恢复、完整、好用、短路接地线必须撤除，启动前务项试验合格，具备启动条件后，由运行、检修人员同时在场方可进行开机。
3．4．4 机组开停机必须由当值值长许可后方可进行操作。
3．4．5 全部有关电气设备检修完毕后，在发电机启动前应测量发电机定子及励磁回路的绝缘情况并做好记录。
3．4．6 发电机大小修和机组长期停运后，在重新启动前，应进行发电机断路器及自动灭磁开关的分、合闸试验和电气及水机保护联动跳开关的动作试验。
3．4．7 发电机开始转动后，即应认为发电机及其全部设备均已带电。 大修后做第一次启动试验的机组，应采用手动方式开机，导叶缓慢打开，使转速均匀缓慢上升，并派专人监听发电机各部的声音检查轴承润滑，冷却系统工作情况及机组各部振动情况。
当电机电转速达到50%Ne附近时，应注意检查集电环和滑环上的电刷是否有跳动卡涩或接触不良的现象，如有上述现象，应设法消除。
当转速达到额定值时，应检查轴承油位、油温、瓦温及冷却系统工作情况，测试各轴承摆度是否超过允许值。
当转速达95%Ne时，投起励令，机组检修后第一次加压一般应采用零起升压方式逐步将电压调整至空载额定电压位置。
3．4．8 发电机并列应以自动准同步并列方式为基本操作方式，如自动准同步方式不良应改为手动准同步并列方式。
3．4．9 提升发电机的电压时，应注意三相定子电流均为等于或接近于零。当发电机的转速已达额定值，励磁调整装置的位置已在相当于空载额定电压的位置上时，应注意发电机定子电压是否已达额定值，同时根据转子电流表核对转子电流是否与正常空载额定电压时的励磁电流相符。
3．4．10 发电机并入电网以后，加负荷时，必须注意监视发电机冷却介
质温升、铁芯温度、绕组温度、绕组温度以及电刷、励磁装置工作情况等。
3．4．11 在正常情况下，发电机解列前必须将有功功率和无功功率降至空载，然后再断开发电机的断路器。完成以上步骤时，方可进行停机操作。
3．4．12 发电机每次停机后，应检查绕组、轴承冷却供水是否已停止，为下次开机做好准备。
3．4．13 发电机停机时，制动方式装置应能连续制动，直到停止转动为止。若气制动因故不能投入时，应将机组重新开到空载。
3．5 发电机绝缘电阻值及测量规定 3．5．1 定子回路绝缘电阻
a) 用兆欧表5000V档测量定子线圈绝缘电阻值应不小于750MΩ。相同定子线圈温度、空气湿度条件下，将一分钟电阻值与原测量结果相比较，若降低到前一次的1/3时，应进行通风、加热干燥，如仍不合格，应核实后汇报领导，通知检修人员处理。
b) 当吸收比和绝缘电阻低于规定值时，必须经公司分管生产领导或厂长同意方可投入运行。
c) 定子线圈吸收比规定：
定子线圈温度与吸收比（R60/R15≥K）允许值对应表： 定子线圈温度℃ 吸收比K 20 2．4 30 2．2 40 2．0 50 1．8 60 1．6 70 1．4 80 1．2 3．5．2 转子回路绝缘电阻
a) 用兆欧表500V档测量转子绝缘电阻值应不小于0.5MΩ，否则在未查明原因前必须由公司分管生产领导或厂长决定是否投入运行。
b) 由于转子工作环境差（离心力、高温、粉尘），容易引起绝缘降低，因
此发电机运行中应监视转子绝缘情况。
4．5．3 发电机绝缘电阻测量的规定
a) 长期连续运行机组，遇有停机机会即进行绝缘测量。 b) 停机时间达7天必须进行绝缘测量工作。 c) 发电机电气设备保护动作后应测绝缘。
d) 在机组电气设备上工作后及大、小修前后，应测绝缘。
e) 每次测量均应对绝缘电阻值、吸收比、定子线圈温度、空气湿度等做好记录。
4 发电机运行操作
4．1 机组启动前应具备以下条件 a) 机组出口断路器在分闸位 b) 机组无水机、电气事故
c) 调速器工作正常，油压正常，主阀工作正常。 d) 机组各轴承油位正常，冷却水供水正常 e) 机组制动气压正常
4．2 发电机检修工作结束后，经分管领导或厂长做出启动决定后，当值值班人员应完成如下工作：
a) 收回所有工作票，检修工作人员全部撤离；查阅各工作负责人对检修作业的交待卡。
b) 详细检查发电机各部及周围环境整齐清洁。
c) 检查发电机出线及连接设备、保护、自动装置、控制设备等应完整，工作正常，测量辅助设备电动机，绝缘应合格。
d) 检查转动部件和运行可能受力或引起振动的静止部件，确保固定良好，防止运行中损坏脱落，发电机转子滑环，碳刷完整无破损，接触良好。
e) 检查冷却系统工作正常，各阀门位置正确，定子风机工作正常。 f) 发电机出口开关，灭磁开关跳合闸应灵活可靠。 g) 拆除检修用的所有安全措施，恢复常设遮拦和标示牌。
h) 测量发电机定、转子绝缘应合格，若停役时间较长，还应测量励磁绝缘情况。
i) 机组由检修状态恢复至冷备用状态。 4．3 机组零升操作
a) 机组检修后第一次加压一般应采用零起升压方式。
b) 将励磁柜人机界面将起励方式由“正常起励”切换为“零起升压”，功能投入
c) 机组转速到达95%Ne时，手动投起励令，使机组起励建压。 d) 得用增磁按钮，缓慢地使机组电压上升到机端额定电压值。
e) 升压过程中应密切监视起励接触器是否已断开，定子三相电流是否为零，机端三相电压应平衡，如有异常情况应立即将电压降至零，或手动停机逆变灭磁，在升压过程中应防止空载电压过高。
4．4 正常开、停机操作。
4．4．1 发电机的开、停机方式用：微机自动方式（上位机或现地LCU），手动方式，发电机的开停机方式应由当值值长根据设备具体情况而定，设备运行正常情况下，应优先采用微机自动方式进行开、停机操作。
4．4．2 正常运行时，发电机从系统解列前，必须先将有、无功负荷降至0或允许范围值后，发电机定子电流为零时方可下分闸令再进行停机操作。
4．5 并列操作
4．5．1 发电机并列方式有：手动准同期和微机自动准同期两种方式，机组禁止进行自同期并列操作。用自动准同期装置并网时，应观察开关合闸时是否同步及合闸冲击情况，若不可靠应改用手动准同期方式。
4．5．2 手动准同期并列操作 a) 机组建压正常后，投入同期开关TK；
b) 调整机组频率、电压与系统相同或相近，投入组合整步表开关CK； c) 待整步表指针由慢向快或相反方向缓慢转动一两周并提前同期位置适当角度操作合闸；
d) 同步表遇有针摆动太快、转动不均、卡住不动或在同期位置两边抖动等情况不得操作合闸；
e) 在系统事故情况下，为了加速并列过程，允许发电机与系统电压相差20%，频率相差±0.5HZ进行同期并列，必要时可解除同期闭锁（即同步表开关CK投切）；
f) 机组并入系统带上负荷后，应进行一次机电设备的全面检查。 4．5．3整步表不允许长时间带电。
4．5．4 手准并列，合闸把手拧按下各闸位置要有足够时间，若遇开关合不上，应查明原因，不得盲目操作。
4．5．5发电机同期并列中，若出现开关冲击较大，并列后应检查开关及操作机构情况。
4．5．6发电机并网后，应检查机组出口开关的合闸是否正常。为避免油压装置油量消耗过快，油泵补油跟随不上需要而导致油压异常降低，故增、减有功负荷不宜过快。
4．6 发电机正常停机过程中应注意：当转速降至额定转速的30%时制动器投入。停机以后才能关闭风机。制动器在停机后仍处于制动状态，待再次开机
前，才处于复位状态。复归时机组监控显示“制动器已复归”灯亮“开机准备好”灯亮。
4．7 发电机如处于长期停机状态，应将发电机内部电热器投入，使机内温度高于环境温度5℃以上，以防电气部件受潮。
4．8 为使发电机长期停机时内部温度相对均衡，应每日定期启动风机。
5 发电机运行检查和维护 5．1 基本要求
5．1．1 巡视应做到既全面又有重点，特别应注意操作过后设备状态、控制方式是否正确，检修过的设备运行情况、原有缺陷有无扩大，机组受冲击后，还要注意巡视经常转动部份和其它薄弱环节。
5．1．2 下列情况需要加强机动性检查： a) 机组检修后第一次投入运行； b) 机组遇事故后投入运行； c) 机组有严重设备缺陷尚未消除； d) 机组超有功和无功功率运行； e) 洪水期或下游水位高时； f) 在振动区运行时； g) 试验工作结束后。 4．2 发电机检查项目
a) 机组运行声音、冷却器风机声音正常，无异常声响，无异味。 b) 卧式水轮发电机组摆动在允许范围内。
c) 励磁电缆连接头接触良好，无过热现象。各动力电源电缆、二次电缆完好，接线可靠。
d) 滑环转动平稳，碳刷与滑环接触良好，弹簧压力正常，无卡涩、弹簧脱落和碳刷磨和过短现象；
e) 各油、水、气管路阀门位置正确，空冷阀门开度合适，各接头、法兰无渗漏。
6 发电机故障及事故处理
6．1 发电机如出现下列情况之一者应立即停机并迅速检查修复
a) 发电机内部着火
b) 通风系统严重堵塞，冷却空气和绕组温度骤升 c) 冷却水中断
d) 机组振动和摆度突然增大 e) 发生突然撞击或出现异常噪声 f) 轴承温度急剧变化
g) 发电机密封损坏，导致电机内部进水。 6．2 定子三相电流不平衡
6．2．1 现象：机组监控显示定子三相电流不平衡，且某相电流可能超过额定值。机组振动、定子温度、各轴承温度可能异常增大，发电机负序过负荷或对称过负荷保护可能动作。 6．2．2 处理：
密切监视定子三相电流、机组振动及各部温度变化情况； 降低机组出力，从而降低不平衡电流；
当不平衡电流是由系统引起，如断路器缺相、系统短路故障等，应按规定立即采取措施予以消除；
当不平衡电流是发电机本身引起，则应联系地调将机组解列停机处理。 停机后应做好安全措施，对机组进行全面检查，特别应检查发电机转子表面是否过热。
6．3 发电机的事故过负荷
6．3．1 过负荷现象：机组定子电流、有功、无功功率超过额定值，定子温度升高；发电机过负荷保护动作。
6．3．2 处理
a) 记录过负荷时的定子电流值及时间，并密切监视定子线圈冷热风及各轴承温度不得超过规定值。
b) 当过负荷时间或定子线圈温度超过规定值时，首先应减少励磁电流（但机端电压不得过低），其次降低有功负荷，直至停止过负荷。
在事故情况下，允许发电机的定子线圈在短时内过负荷运行，同时，也允许转子线圈有相应的过负荷，其过负荷限值不超过2.3.5条规定。
6．4 发电机定子一点接地 6．4．1 现象：
a) 中控语音报警，上位机显示“#×发电机定子一点接地”信号。 b) 发电机和10.5KV母线故障相对地电压降低为零，非故障相对地电压升高。
6．4．2 处理：
查看该机运行参数，检查母线对地电压和零序电压，判明接地相和接地性质。
由两人穿绝缘靴和带绝缘手套对一次部分进行检查，并应避免碰触到接地系统所连接的设备外壳金属部分，同时立即停止有关接地系统中设备外壳上工作人员的工作。
检查机坑内是否有冒烟和焦味，定子引出电缆有否破损和火花闪络等现象，若查明接地点在发电机内部，应立即联系地调，将发电机停机。
当故障点在10.5KV母线上时，应联系地调将母线停电处理。 6．5 转子一点接地 6．5．1 现象：
中控语音报警，发电机保护动作，信息栏内打出“转子一点接地”信号。 6．5．2 处理：
测量转子正、负极对地电压，判断接地极性和接地程度。
若正、负极对地电压相加小于转子运行电压，为非金属性接地，应立即联系地调停机处理。
若转子正、负对地电压相加与运行电压接近，则为金属性接地，应立即联系地调尽快停机，并汇报领导。
在停机前，应尽量减少励磁电流，并对励磁外部回路全面检查，注意监视转子电压和对地电压，由维护人员对励磁回路，转子滑环清扫和吹灰，严禁转子一点接地长时间运行。
停机后测量转子绝缘，绝缘不合格将机组转入检修。 6．6 转子两点接地 6．6．1 现象： a) 可能先发生一点接地；
b) 转子电流突然增大，转子电压下降，发电机大量进相，机组剧烈振动； c) 发电机转子二点接地保护动作。 6．6．2 处理：
a) 若机组保护未动作停机，应立即在机旁按”紧急停机”事故停机。 b) 汇报地调和有关领导。
c) 停机后测转子绝缘，绝缘不合格将机组转入检修。 6．7 发电机电气事故，开关自动跳闸，值班人员应做到： 灭磁开关是否自动跳闸，如未跳闸应立即手动断开；
监视事故机组停机动作过程，若自动装置动作不良，应予手动帮助。根据系统周波、电压调整正常机组负荷；
迅速检查保护动作情况，根据事故现象判断是否为误动跳闸，确认为是为误动时，应立即将发电机并入电网。
当电机由于内部故障的保护装置动作而跳闸时，应测量定子绕组的绝缘电阻；
对发电机及其有关的设备和所有在保护区域内的一切电气回路（包括电缆在内）的状况作详细的外部检查，查明有无外部征象（如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等），以判明发电机有无损坏。此外，应同时对动作的保护装置进行检查，并查问电网上有无故障。
如果检查发电机及其回路的结果并未发现故障，则发电机可从零起升压。升压时如发现不正常情况，应立即停机，以便详细检查并消除故障。如升压时并未发现不正常现象，经公司生产领导同意，发电机可并入电网运行。
6．8 纵差保护动作 6．8．1 现象
a) 语音报警中控上位机显示“#×发电机差动动作”信号；
b) 发电机出口开关跳闸，机组事故停机，灭磁开关跳闸，机组各种表计指示为零。
6．8．2 处理
a) 判明机组已解列停机灭磁，否则手动帮助；
b) 调整好正常设备的运行方式，检查发电机保护屏，记录所有动作信号，并汇报地调和有关领导；
c) 检查纵差保护范围内一次设备有无短路痕迹。首先检查定子线圈是否冒烟、着火等现象，若发现着火，则应立即组织人员进行灭火。
d) 检查发电机引出电缆、励磁变高压侧、机端母线及电压互感器等有无短路征象如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等；
e) 通知检修有关人员对动作的保护装置进行检查； f) 检查出口开关是否正常；
g) 经全面检查未发现故障，则应测发电机绝缘电阻，若绝缘不合格，将机组转入检修处理；
h) 采取以上措施仍未发现故障时，机组是否投入运行应上报公司领导。 6．9 过电压保护动作 6．9．1 现象
a) 转子电流、电压不正常增大，机组出现异常电磁鸣声；
b) 中控事故报警音响，中控上位机显示“#×发电机过电压动作”信号； c) 发电机出口开关跳闸，机组事故停机，灭磁开关跳闸。 6．9．2处理
a) 监视机组停机、刹车情况；
b) 如果是系统甩负荷所致，在机组事故停机后，测发电机绝缘合格，经零起升压正常后可投入运行。
c) 检查是否由于励磁调节器故障引起，若发现有故障或强励动作，应通知维护人员处理，处理正常后机组经测绝缘、零起升压正常可投入运行。
6．10失磁保护动作 6．10． 1 现象：
a) 转子电流等于或接近于零；定子电压降低，定子电流增大；有较正常数值低，无功指针越过零位；定子电流和转子电压有周期性摆动，机组产生圈套振动和鸣音；
b) 语音报警，监控显示“发电机电气事故”；发电机保护屏上失磁保护动作信号；发电机出口开关、灭磁开关跳闸，机组事故停机。
6．10．2 处理：
a) 判明发电机已失磁，如失磁保护未动作，应立即手动将机组解列。 b) 监视机组停机、刹车情况；
c) 检查励磁调节器工作状态，记录故障信号；
d) 检查灭磁开关是否异常，判断是否由于灭磁开关误跳引起； e) 检查转子回路有无断路，可控硅快熔熔断，可控硅是否烧坏等； f) 通知检修检查是否保护误动作引起；
g) 若无明显故障，测量发电机转子绝缘合格后，可对发电机零起升压，正
常后并入系统。
6．11 发电机着火 6．11．1 现象
a) 发电机内部冒烟着火，并闻到绝缘焦臭味； b) 伴有发电机事故或故障信号；
c) 当时发电机表计指针可能不正常摆动。 6．11．2 处理：
确认发电机着火，立即检查发电机是否解列，跳灭磁开关、停机，否则立即按紧急停机按钮停机，断开灭磁开关。
将发电机同出口开关断开，断开机组测温电源、加热器电源及混流风机电源，判明确切无电压而且燃烧仍在继续时，由值长下令打开发电机消防进水阀用消防水断续供水进行灭火；
若发电机定子引出电缆在燃烧，可用二氧化碳或1211干式灭火器灭火。 6．11．3 发电机灭火注意事项： a)
不准用砂子和泡沫灭火器对发电机内部灭火；
5．12发电机强烈振荡或失去同步 6．12．1 系统发生振荡的一般现象
发电机、变压器和联络线的电流表、功率表以及发电机、母线电压表周期性地摆动，每周期约0.15~3秒，发电机和变压器发出有节奏的蜂鸣声。
振荡中心的电压摆动最大，并周期性地变化，最低值接近零值，厂房白炽灯一明一暗。
失去同期的两个（及以上）电厂或电网间联络线功率往复摆动，送端频率升高，受端频率下降，一般相差在1HZ或以上（振荡周期T=1/△f）
6．12．2 机组引起振荡的现象
a) 定子电流表显示值来回剧烈地摆动，定子电流的摆动有超过正常值的情
形；
b) 发电机和母线上各电压表显示值都发生周期性摆动，经常是电压降低； c) 有功表的显示值在正负值间大范围摆动；
d) 发电机发出鸣音，其节奏与上列各项表计的摆动合拍。 6．12．3 振荡的处理
值班人员发现电网振荡现象时，应立即判明情况，并向地调简要汇报我厂
频率、电压、功率、潮流等波动情况，如判明系我厂引起或系统引起的振荡，应向地调汇报引起振荡的可能原因。
立即检查发电机励磁回路的仪表，若由于发电机失磁而引起电网振荡时，应立即判明情况并将该机组解列。若由于发电机非同期并列而引起电网振荡时，运行值班员应立即判明情况并将该机组解列。
发现系统频率升高（或降低）时，应立即自行降低（或增加）出力，使频率下降（或上升），直至振荡消失或频率降至（或升至）49.80HZ为止。如果系统再同步要求频率进一步降低，经地调调度员同意后允许降至49.50HZ为止。
系统发生振荡时，除发现可能是本厂的原因引起振荡外，不得自行手动解列。当频率或电压下降到严重威胁到厂用电安全时，可按事故处理规程执行保厂用电措施，在此之前应主动与地调联系。
在下列情况应选择适当的解列点将系统解列：
振荡剧烈且振荡电流超过设备允许范围，可能使重要设备损坏。如：定子电流超过额定值，持续时间超过2分钟，应立即将机组解列。
采取人工再同步，在3—4分钟之内未能恢复同步运行时，应立即将失步机组解列，并报告地调。
振荡消除后，应检查定子和转子各部温度、各轴承温度是否过高，机组振动是否增大。有条件停机的应认真检查定、转绕组是否有过热现象，测定、转子绝缘是否合格。
6．13 发电机非同期并列 6．13．1 现象：
a) 发电机发生强烈振荡和很大冲击；
b) 合上发电机开关瞬间定子电流突然升高、系统电压降低，发电机本体发出轰鸣声，然后定子电流剧烈摆动。
6．13．2 处理
联系地调停机，测机组绝缘。做好安全措施，通知维护人员对发电机进行全面检查，特别是定子绕组端部；
若机组并列后产生失步振荡，则应立即将机组解列，停机检查处理。
四、变压器运行规程
1． 变压器运行规定 1．1 基本规定
1．1．1 变压器在额定冷却条件下，按铭牌规范可长期运行。 1．1．2 本厂所有电力变压器均不允许并列运行。
1．1．3 变压器运行时其保护、测量、测量冷却装置必须同时投入运行。特殊情况需将保护退出时，主变应征得德宏地调调度员同意，其它变压器应征得公司分管生产领导同意方可退出。
1．1．4 变压器不得在无主保护状态下运行。主变瓦斯保护退出跳闸时，差动保护必须在投跳闸位置。
1．1．5 变压器运行电压一般不应高于该分接额定电压的105%。 1．1．6 油浸（自然循环）风冷和干式风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定执行。油浸风冷变压器当冷却系统故障停风扇后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行。
1．1．7 厂变、励磁变均为干式变压器，运行时需保持良好通风，变压器排风机应投入运行，变压器柜各风口禁止封堵。
1．1．8 风冷的油浸式变压器冷却介质最高温度40℃时，最高顶层油温不得超过95℃；当冷却介质温度较低时，顶层油温也应降低。
1.2 变压器允许温度、温升规定
变压器必须在允许温度和允许温升下运行，以保证绕组温度不超过允许值，从而保证变压器达到规定的使用寿命。
1.2.1 允许温度
a)为延缓变压器绝缘及油的老化，A级绝缘变压器绕组最高允许温度为105℃。
b)主变为A级绝缘油浸（自然循环）风冷变压器，一般绕组平均温度比上层油温高10℃，为防止油质劣化，在正常运行时规定上层油温最高不得超过85℃。同时，为保护绝缘油不致过度氧化，上层油温一般不超过75℃。
1.2.2 允许温升
a)当环境温度为40℃，主变在额定负荷下，上层油允许温升为55℃，绕组允许温升为65℃。
b)厂变和励磁变均为F级绝缘干式变压器，当环境温度为40℃，绕组允许温升（即温升的极限值）为95℃。
1.3 变压器过负荷规定 1.3.1 基本规定
a）变压器过负荷时，过负荷时间应严格遵守下列表中规定，达到规定时间必须立即停止过负荷。
b）当变压器有严重的缺陷（如冷却系统不正常漏油，有局部过热现象，油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。
c）主变过负荷期间，上层油温达95℃时，无论过负荷时间是否达到规定值，应立即请示地调设法停止过负荷。
d）变压器过负荷期间，值班人员应对变压器本体，引出线头，开关、刀闸及电缆等设备加强监视，发现故障及时处理。
1.3.2 正常过负荷在系统正常情况下，以不损害绕组绝缘和使用寿命为前提的过负荷。
主变正常过负荷倍数与允许持续时间
过负荷前上层油的温升(为下列值时的允许过负荷时间(时:分) 过负荷倍数 18 1.05 1.1 1.15 1.2 1.25 1.3
1.3.3事故过负荷 当系统发生事故时，为保证用户供电和不限制发电厂出力，允许变压器短时间过负荷。
主变事故过负荷倍数及允许运行时间（h：min）
3:50 3:50 2:50 2:05 1:35 1:10 24 5:25 3:25 2:25 1:40 1:15 0:50 30 4:50 2:50 1:50 1:15 0:50 0:30 36 4:00 2:10 1:20 0:45 0:25 42 3:00 1:25 0:35 48 1:30 0:10
过电流（%） 允许运行时间（min） 20 480 30 120 45 80 60 45 75 20 1.4 变压器大小修及预防性试验，运行人员应向检修人员索取变压器停电后及送电前所测量的绝缘电阻值，并将电阻值及上层油温记在《绝缘电阻登记薄》内，同一变压器其它绕组的绝缘电阻标准与高压绕组相同。
1.5 瓦斯保护装置运行规定
1.5.1 运行中的变压器，重瓦斯保护应投在跳闸，轻瓦斯在信号位置。 1.5.2 变压器在运行中进行滤油、加油以及打开各阀门放气、放油时，更换硅胶时，应先将重瓦斯投信号，，此时变压器的其它保护仍应投跳闸位置，严禁变压器无主保护运行。
1.5.3 当油位计上指示的油面有异常升降或油路系统有异常现象时，为查明原因，需打开各个放气或入油塞子、阀门进行检查，必须先将重瓦斯改投信号，方可进行工作，以防重瓦斯保护误动作。
1.5.4 主变遇有下列情况之一，必须经地调许可并汇报公司分管生产领导批准，将重瓦斯保护由跳闸改为信号。
a) 变压器在运行中加油或滤油。 b) 冷却器更换硅胶时。
c) 瓦斯继电器经检修或检验装复后。
上述工作结束后，经过4h运行，检查瓦斯继电器无气体时，征得地调同意，将重瓦斯保护由信号改投至跳闸位置。
2． 变压器冷却、温控系统 2．1 主变冷却系统
2．1．1 主变冷却系统运行规定
当主变上层油温达55℃，自动启动风机，当主变上层油温降至40℃时风机
停止。
风机设有综合保护器（过负荷、短路及断相运行）保护，以保证电机安全运
行。
2．1．2 主变冷却器运行检查和维护
a) 每月1日、15日应对主变冷却器工作、备用电源自动切换试验一次。 b) 每周一次测各台风机电动机绝缘合格后对运行方式进行轮换。 c) 风机运行中声音正常，电动机温度不过高。
d) 控制柜面板各开头位置正确，信号指示正常，无故障灯亮。 e) 查柜内各接触器、继电器、保护器、熔断器工作及信号指示正常。 2．1．3 主变风冷系统故障处理
经检查冷却器电源正常，可用手动方式启动风扇。
当冷控失电报警信号无法复归，而冷却风扇仍在工作时，可将主变保护屏上
冷控失电保护功能压板解除，并及时汇报领导。 2．1．3．1 风扇电动机保护器动作或自动开关跳闸处理 a) 检查风扇电机有无明显故障 b) 测量电机绝缘是否良好。
c) 上述检查正常下，允许复位后试投一次。 d) 当故障再次出现时，应将故障风扇退出运行。 e) 通知检修人员处理。
2．1．3．2 当主变温度或负荷达到整定值冷却风扇未自动启动时，应将风扇改投（手动）位置运行，通知检修人员处理。
2．2 厂变、励磁变温度控制系统。 2．2．1 温度控制系统运行规定
厂变、励磁变风机电源由厂用电提供，运行中严禁断开。
厂变、励磁变正常运行时，风机在自动控制位置，风机能够按照设定温度值正常启动和停止。
当厂变、励磁变温度上升达整定报警值时发信故障报警号，超温达跳闸整定值保护动作，跳开变压器各侧断路器。
运行人员禁止操作温控装置上的“设定”，以防误整定。当装置有故障报警且无法复位时，应及时通知检修人员处理。
2．2．2 温控器运行巡视检查项目
查温控器电源开关在合位，面板工作电源指示灯亮，无故障指示灯亮。 查温度显示器各相绕组温度显示正常。
查风机在自动控制状态，且绕组温度在整定值以下时，风机不应启动。 查温控器内自动控制回路完好，各元件无异常。 手动试启动风机运行正常。 2．2．3 温控器运行操作 2．2．3．1手动/自动启停风机控制
在温度显示状态下，可进行手动/自动启停风机切换。当手动启动风机后，风机手动指示灯亮并一直运行，址直到再手动停止风机。
2．2．3．2 现地报警复位
当变压器工作正常，故障系温控器本身引起时，在记录故障信号后可按面板“复位”按钮进行复位，停止报警。当故障仍存在时装置会再次报警。
2．2．3．3 巡回/最大值显示方式切换
在温度显示状态下可近“巡回/最大值”键切换显示方式。注意：最大值显示下，只显示各项中温度最高相的温度值，且最大值指示灯亮。
2．2．4 温控器故障报警处理 2．2．4．1 励磁变温控器报警处理
a) 励磁变温度过高或温控器故障，机组PLC相应故障测点亮，中控CRT将
发“励磁变温度升高”信号。检查励磁变是否过负荷，立即降低机组无功出力，停止过负荷。
b) 检查温控器上励磁变各相温度指示是否正常。当励磁变温度达90℃而风
机未自动启动时，应检查控制器内风机熔丝是否熔断，手动启动风机运行。
c) 当温度确已达报警值时节，应尽量降低机组无功出力。如温度不能降到
政党值时，应联系地调停机，汇报领导，将励磁变转检修进行检查。 d) 当励磁变温度正常，故障报警系装置故障引起，记录面板信号，通知检
修人员处理。在检修人员未获取故障信息前，禁止运行人员将装置复位。 2．2．4．2 厂变温控器异常处理与励磁变相似。 3 变压器运行检查、维护
3．1 每个小时记录变压器运行参数。 3．2 定期检查和特殊检查规定
3．2．1 按岗位责任制规定的线路对变压器进行检查。
3．2．2 变压器检修后，在投运变压器之前，值班人员应进行详细检查： a) 确认变压器及其保护装置在良好状态，具备带电运行条件。 b) 检查临时接地线是否已拆除。 c) 分接开关位置是否正确。 d) 冷却风扇是否工作正常。 e) 主变本体各阀门开闭是否正确。
f) 瓦斯继电器内应充满油无气体，继电器与油枕之间连结阀门应打开，无漏油。
3．2．3 在下列情况下应对变压器进行特殊巡视检查，增加巡视检查次数。 a) 新设备或经过检修、改造的变压器在投运72h内； b) 有严重缺陷时；
c) 气象突变（如大风、大雾、冰雹、寒潮等）时； d) 雷雨季节特别是雷雨后； e) 高温季节、高峰负荷期间。 f) 变压器过负荷运行时。 3．3 正常巡视检查项目
3．3．1 油枕和套管的油色、油位均应正常，各部位无渗、漏油。 3．3．2 套管应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其它异常现象。 3．3．3 变压器运行响声正常。
3．3．4 变压器本体无破裂渗油、漏油，铁芯、外壳接地良好。 3．3．5 压释放阀完好无损，无漏油现象。
3．3．6 吸湿器完好，硅胶无变色：正常应为白色，变色说明受潮。 3．3．7 母线引线接触良好，无发热变色，支持瓷瓶无破裂或歪斜。 3．3．8 变压器绕组温度、上下层油温应正常，且绕组温度一般比上层油温高，上层油温应略高于下层油温。
3．3．9 厂变、励磁变柜门、门栓应完整，柜内照明正常。
3．3．10 厂变、励磁变温控装置完好，无故障信号出现，温度显示正常。 3．3．11 主变本体油位刻度指示在规定的范围之内。 3．4 主变特殊检查项目
3．4．1 大风天气，检查导线摆动情况，变压器及引线上有无杂物。 3．4．2 大雨天气检查母线上有无火花和放电。
3．4．3 在气候骤变时（冷、热）应对变压器的油面进行额外的检查。 3．4．4 变压器在瓦斯继电器发出信号时，应进行外部检查，并通知维护人员抽取气样化验。
3．4．5 在变压器过负荷或冷却装置故障时，应增加检查次数。 3．4．6 雷雨后，应检查套管有无放电现象，避雷器及保护间隙的动作情况。
4 变压器运行操作
4．1 主变压器检修后送电前必须完成下列工作： 4．1．1 值班员会同工作负责人对变压器进行下列检查 a) 检查现场设备清洁，本体和室内无遗留工具、杂物等；
b) 工作人员全部撤离工作场地，工作票交回，工作负责人在检修交待薄中做好检修交待，有关责任人应作出能否投入运行的结论。
c) 变压器分接头应在地调规定位置。 d) 按3.3节进行详细检查无异常。
4．1．2拆除所有安全措施，包括接地线、临时遮栏、标示牌、恢复常设遮栏。
4．1．3变压器绝缘应合格，否则必须得到公司分管生产领导或厂长批准才能投入运行。
4．2 变压器送电操作规定
4．2．1 变压器具备送电条件时，应先投入保护电源及相应的保护压板，将变压器转入热备用。
4．2．2励磁变停送电与发电机一起进行。
4．2．3严禁用发电机出口断路器全电压向主变合闸充电，只允许用发电机带主变从零升压或用主变高压侧向主变充电运行。
4．2．4当我站与系统解列，而某台发电机带主变运行时，根据系统的需要，在得到地调同意后，可直接用主变高压侧断路器与系统并列，向系统供电。
4．3变压器停电操作规定
4．3．1 主变停电前必须先将主变低压侧机组解列，倒换好厂用电，再断开主变高压侧断路器后再断开高、低压侧隔离开关。
4．3．2 厂变停电必须先断开负荷侧开关，后断开电源侧刀闸或跌落式熔断器。
4．4 变压器分接头位置的调整
4．4．16．4．1 主变分接头的调整，必须有地调书面通知或值班高度员电话通知（应有录音）。我公司变压器分接头均为无载调压，变更分接头位置时必须将变压器由运行转检修状态。
4．4．3 分接头位置的调整及测试工作由检修进行，工作负责人必须把分接头位置变动情况及三相直流电阻定在《检修交待记录薄》内，值长定在《操作
记录薄》内。
4．4．4 变换分接头时，应注意分接位置的正确性。
4．4．5 为了保证分接开关触头接触良好，无论变压器是否需要改变电压，每年应对分接开关转动一次，以清除接触表面上的氧化膜及油污，每次转动应正反操作一周。
5 变压器异常及事故处理
5．1 变压器有下列情况之一，如保护未动作跳闸，应立即停止变压器运行 5．1．1 变压器铁壳破裂，大量漏油（油面已看不见或油位急剧下降）。 5．1．2 压力释放阀向外喷油、喷烟、喷火。 5．1．3 大管闪络或炸裂，引线熔断。
5．1．4 因漏油，使油枕油位降至油位计的最低极限（无法堵住漏油）。 5．1．5变压器冒烟，着火。
5．1．6 变压器声响很大，很不均匀，如“哧哧”或“劈啪”放电声，“咕噜咕噜”油沸腾声。
5．2 变压器有下列情况之一，应立即汇报公司领导及公司电气负责人，加强监视，必要时联系停电处理。
5．2．1 不正常时，如“叮叮当当”和“呼……呼……”类似铁芯夹件松动声。
5．2．2 套管有裂纹，套管处有蓝色电晕或火花，发出“嘶嘶”闪络放电现象。
5．2．3 变压器漏油或上盖有掉落杂物，危及安全运行时。 5．2．4 油化验不合格。 5．3 变压器油温异常
5．3．1 三相负荷电流、温度计指示，油枕油而、主变冷却器是否正常。恢复冷却器正常运行。
5．3．2 比平时同样负荷和冷却条件下高出10℃以上，以上述检查未发现异常，则认为变压器内部已发生故障（如内部起火，线圈匝间短路等），此时应向领导汇报，联系地调将变压器停电处理。
5．4 变压器油位异常 5．4．1 油位过低
油位缓慢下降，通知检修人员加油，加油时将重瓦斯保护投信号，其他保护
必须投入。
因漏油致使油枕油位看不见，瓦斯继电器内看不到油时，可不经联系立即将变压器停电处理。
油位过高
检查冷却器工作情况，若冷却器风扇停止，应立即手动启动多台冷却风扇运行，包括备用冷却风扇。
检查变压器循环油路各阀门是否被误关，立即打开阀门。
当变压器温度正常，油位过高是因加油过多及环境温度升高引起，则通知检修人员适当放油。
轻瓦斯保护动作
5．5．1 检查变压器外部有无异常，判明是否由于空气进入，油位降低，二次回路故障或变压器内部故障造成的。
5．5．2 通知检修人员收集瓦斯气体进行分析试验。
色谱分析无故障气体，经公司分管生产领导同意后可继续运行。
信号动作是因油中剩余空气逸出，或强迫油循环系统吸入空气而动作，而且信号动作间隔时间逐次缩短，则应将重瓦斯改投信号，并汇报领导。
经试验综合判断，怀疑变压器内部有故障，应汇报地调将变压器停电检查。 保护信号与跳闸同时动作，并经检查是可燃性气体，则变压器未经检查试验合格前不许再投入运行。
5．6 变压器自动跳闸处理基本原则
5．6．1 变压器自动跳闸后，应立即调整设备运行方式，保证厂用电的供给，维持电站各运行设备的正常状态。并及时汇报调度和有关领导。
5．6．2 立即对变压器本体及保护装置进行认真检查。 5．6．3 了解系统有无故障或故障现象。
5．6．4 若属以下情况，经领导同意，可不经检查试送电。 人为误碰保护使断路器跳闸。 保护明显误动作。
变压器低压过流或限时过流后备保护动作且变压器下一级设备故障而其保护未动作，在故障已切除时。但试送电只允许一次，送电方式为零升压。
5．6．5 当差动、重瓦斯或电流速断等主保护动作，故障时有冲击现象，则需将变压器转入检修进行详细检查，在未查清原因之前禁止将变压器投入运
行。
5．7 变压器重瓦斯保护动作的处理。
5．7．1 必须先取瓦斯气体，测绝缘、油化验，综合分析确定故障性质，能否送电，必须由分管生产的公司领导决定，如决定送电，必须从零升压，正常后方能投入系统，不能投入运行时，将变压器转入检修。
5．7．2 进行变压器外部检查，重点检查底下有无喷油、喷火或喷烟及部件损坏等，还应检查油枕油、上层油温等是否正常。
5．7．3 有充分理由判明为瓦斯继电器动作，应将重瓦斯停用，其它保护必须投入使用，方可恢复送电。
5．7．4 为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断。 a) 是否呼吸不畅或排气耒尽； b) 保护及直流等二次回路是否正常；
c) 变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象 d) 气体继电器中积集气体量，是否可燃；
e) 气体继电器中的气体和油中溶解气体的色谱分析结果； f) 必要的电气试验结果；
g) 变压器其它继电保护装置动作情况。 5．8 主变差动保护动作 5．8．1 现象
a) 主变各侧断路器自动跳闸
b) 中控室信息栏语音报警，打出“主变差动保护动作”信号。“#主变事故”，主变保护动作。
c) 发电机跳闸，系统频率、电压降低。 d) 若变压器内部故障，还有瓦斯动作信号。 5．8．2 处理步骤
a) 对主变差动保护范围内的一次设备进行外部检查，查找故障点。差动保护范围以差动继电器电流所取的各侧CT为界。
b) 将主变转入检修状态。
c) 通知维护人员对主变全面检查、试验。
d) 经检查试验，如未发现明显故障，经公司分管生产领导批准后，对主变对零升压。
e) 零升加压正常且事故时无短路电流冲击，确认差动保护误动，退出差动保护，重瓦斯保护必须投入。
5．9 主变差动及重瓦斯保护同时动作处理
5．9．1 立即汇报地调，汇报公司领导、通知检修人员处理。 5．9．2 进行主变差动保护范围内一次设备的外部检查，查找故障点。 5．9．3 将故障变压器转入检修。 5．10 主变压器着火
变压器运行时，由于套管的破损或闪络，使油在油枕油压作用下流出，并在变压器顶盖上燃烧；变压器内部发生故障，使油燃烧并使压力释放阀动作喷油气、喷火。当变压器着火时，应迅速作如下处理。
a) 立即汇报生产值班领导，并报火警“119”。
b) 断开变压器各侧断路器，切断各侧电源。如机组有开机则应先解列。 c) 断开冷却风扇和通风装置、照明装置电源。
d) 若油在变压器顶盖上燃烧时，应打开事故排油阀放油到适当位置。若变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸。
e) 迅速组织灭火，具体灭火方法见《厂房消防规程》。 5．11 厂变超温跳闸保护动作处理。
5．11．1 对厂变保护范围设备进行外部检查，查找故障点； 5．11．2 将故障段厂用电由另一段供电。 5．11．3 将厂变转入检修。
5．11．4 汇报领导，通知检修人员处理。 5．12 励磁变过流保护动作
5．12．1 监视机组解列、事故停机情况，必要时手动帮助； 5．12．2 对励磁变进行外部检查；
5．12．3 汇报地调将机组转入检修，并测机组绝缘； 5．12．4 通知检修人员对励磁变进行检查试验。 5．13 变压器过负荷异常处理
5．13．1 记录变压器过负荷开始和终了期间的上层油温、绕组温度和环境温度，密切监视变压器上层油温、绕组温度以及变压器各侧引线接头温度。
5．13．2 主变应启动备用冷却风扇；其它变压器应采取手动启动风机或临时通风机通风等措施。
5．13．3 变压器变正常过负荷时上层油温达75或变压器绕组温度达允许值或报警时，无论过负荷时间是否达到规定值，必须降低负荷电流，停止过负荷。
5．13．4 当变压器存在较大缺陷，如冷却系统异常、严重漏油、色谱分析异常，禁止过负荷运行。全天满负荷运行的变压器也不宜过负荷运行。
5．13．5 主变事故过负荷运行时，过负荷时间应严格遵守1.3.2表中规定，达到规定时间必须立即停止过负荷。
五、高压配电装置运行规程
1.1配电装置组成
配电装置是把发电、变电和送电设备配套成一个整体，用来接受和分配电能的电气设备。具体包括：断路器、隔离开关、母线和截流导体、电压互感器（YH）、电流互感器（LH）以及用于保护设备的熔断器、避雷针、避雷器和避雷线等。 2.2一次设备主接线方式。
2.2．1大中河三级电站一次主接线为简单单母线接线；
2.2．2厂用电可分别用I段6.3KV/0.4KV，1号厂变和Ⅱ段外引35KV/0.4KV供电，I、Ⅱ段之间装设有备用电源自动投切方式（BZT），正常情况下I段为主用电源，Ⅱ段为备用电源。 2.3各电压等级配电系统接地方式
2.3．1 110KV系统采用中性点接地方式下运行，与三级电站共用一个110KV主变，放置于三级电站中。
2.3．2 发电机端出口6.3KV系统采用中性点不接地方式下运行。 2．4配电装置的基本要求
2.4．1配电装置应具有良好的电气特性和绝缘性能，动作灵敏，工作可靠能够按附录表规定的额定参数连续安全运行。
2.4．2在配电装置过载或短路时，应能承受在电流所产生的机械应力和高温的作用，即能满足动稳定和热稳定要求。
2.4．3户内、外配电装置各部件间的最小安全距离应能满足国家标准，能够保证设备操作、维护和维修的方便，保证运行人员的人身安全。 2．5配电装置的安全技术要求
2．5．1 所有配电装置的设备均应加装闭锁装置，能够满足“五防”要求。未经项目部批准，任何人不得退出闭锁装置或擅自解锁。
2．5．2 同一配电装置内各回路的相色排列应尽量一致；对硬导体应涂相色漆，A相黄色，B相绿色，C相红色，零线黑色；对绞线应标明相别。
2．5．3 配电装置间隔内的导线应留有悬挂临时接地线的空间，此处不应涂相色漆。
2．5．4 电气设备的金属外壳都必须有良好的保护接地，用金属导线或接
地扁铁与接地网可靠联接。裸露的接地扁铁和接地刀闸引下线离地1米以内应涂黄、绿相间漆，其余部分涂黑漆。
2．5．5配电装置应有良好的通风，当自然风不能满足温度要求时，应采取人工通风措施。
2．5．6 配电装置在改造或检修后，必须按《电气设备交接和预防性试验标准》规定试验合格，由工作负责人在《设备检修交待簿》交待并签署“可以投入运行”，并以各级审查后方可投入运行。 2．6高压断路器
断路器切断故障电流次数低于厂家允许开断次数规定，可以继续运行，当达到允许值时，应立即汇报领导，在未得到公司分管生产领导许可，该断路器不允许继续运行，并通知检修人员进行检修。断路器经大修后跳闸次数从零计起。 2．6．1断路器的日常维护
a) 查操动机构分合闸指示器指示应正确一致。
b) 查机构柜内各电源开关投入正常，加热器在潮湿或雨雪天气可投入使用。 c) 查机构柜内二次接线良好，无过热现象。
d) 查操动机构机械传动部分正常，无变形和螺丝松动现象。 e) 查断路器各相支持瓷套无裂纹破损，无放电现象，表面清洁。
f) 查断路器本体无异常，进出引线接头接触良好，无过热现象，接头处热缩材料无开裂。
g) 查断路器通过的负荷电流是否在额定值范围内。
h) 户内6.3KV断路器采用真空断路器，应检查真空断路器合闸弹簧在储能状态，
操动机构在一次合闸后，储能电动机能立即进行再储能。
i) 对于户外35KV电压等级的断路器采用SF6断路器，除检查储能装置外，还需
检查SF6气体压力，绝缘子是否良好。
2．6．2断路器事故跳闸后应对断路器本体和操动机构外部进行全面检查，若有明显外部烧伤、真空包变黑、机构损坏等现象，则禁止投入运行，应将断路器转入检修处理。记录真空断路器事故跳闸次数，当超过允许次数时禁止将断路器投入运行，并汇报有关领导。 2．6．3断路器操作规定
a) 断路器在合闸送电前应核对操作次数和切除故障次数是否小于规定值 b) 合闸前还应检查被送电设备是否已具备投运条件，保护装置是否按规定投入运行。
c) 断路器分闸前应检查负荷电流是否接近为零，潮流的改变是否对系统造成影响。
d) 断路器检修后必须经保护传动和远方跳、合闸试验正常方可投入运行。 2．6．4断路器故障处理 2．6．4．1断路器拒绝合闸
a) 检查电压和频率条件是否满足，同期开关是否已投入。
b) 检查合闸电源、合闸熔丝是否正常：检查弹簧储能是否足够，可投入电源或
手动储能。
c) 检查保护上跳分闸位置灯指示是否正常。 d) 检查断路器机械操动机构。
e) 检查是否因合闸时间太短，可延长小许合闸时间。
在断路器出现拒绝合闸时，应立即切断断路器合闸电源，以免断路器合闸线圈长期通电导致损坏。 2．6．4．2断路器拒绝分闸 a) 检查防误装置和电气闭锁条件
b) 检查分闸电源、合闸熔丝是否正常：检查弹簧储能是否足够，可投入电源或
手动储能。
c) 检查保护上跳合闸位置灯指示是否正常 d) 检查断路器机械操动机构。
e) 检查是否因分闸时间太短，可延长少许分闸时间。 2．7隔离开关
2．7．1 隔离开关操作规定
2．7．1．1 隔离开关断、合的操作应在其串联断路器断开后，确认其断路器确已断开情况下进行。断路器两侧均有隔离开关的操作，停电时应先断开负荷侧再断开电源侧，送电时与上述相反。
2．7．1．2 隔离开关如分、合闸不到位时，可重新分、合闸一次，仍不到位应通知检修人员处理。
2．7．1．3隔离开关分闸后必须将附在机构上的轴销插入基座上的孔内并锁定以防误操作，保证绝对的安全。
2．7．1．4允许用隔离开关进行的操作 a) 拉、合无故障的电压互感器和避雷器。 b) 拉、合220KV及以下母线充电电源。
c) 拉、合无接地故障变压器中性点接地刀闸
d) 拉、合空载励磁电流小于2A的空载变压器和电容电流小于5A的空载线路。
2．7．2隔离开关运行检查项目
2．7．2．1导电部分：合闸位置时，位置正常，触刀和触头接触良好，无过热和变色现象，弹簧无变形，分闸位置时，动静触头间角度、距离正常。
2．7．2．2操作机构：隔离开关和操动机构联结后，机构的分合闸位置标记应与隔离开关的分合闸状态一致。
2．7．2．3所有紧固零件应无松动现象，操作时各转动部分灵活，辅助开关能正常切换。
2．7．2．4齿轮、蜗轮、蜗杆、限位标志、挡钉等主要部件应无生锈和损坏。所有传动部分均应涂有润滑脂，所有导电摩擦部分均应涂上工业凡士林油。
2．7．3隔离开关故障处理
2．7．3．1隔离开关接触部分过热现象及处理 a) 故障处有热气流、变色、发红、示温片熔化。
b) 立即采取措施减少流过隔离开关的电流，并加强监视。机组出口隔离开关，应联系地调转移负荷，停机处理；线路隔离开关，应汇报相应调度员，改变线路潮流分配和运行方式，待电网运行允许时，再停电处理。
c) 隔离开关停电处理会影响用户或影响发电、送电者，应尽量安排在夜间电网允许时处理。在未停电前，有条件的应采用通风设备进行冷却，以延长运行时间。
d) 隔离开关发热严重，应向调度员汇报，立即停电处理 2．7．4误断开隔离开关现象及处理
a) 隔离开关刚断开时，出现强大的弧光和响声。
b) 发现已拉错，在弧光未中断前，应迅速将其合上；如发现弧光已中断，严禁再合上；
隔离开关误拉过程中产生短路事故，按事故处理规定处理 2．7．5隔离开关操作拒动处理
a) 隔离开关操作拒动，应检查是否满足“五防”要求，闭锁插销是否拔出等，不得蛮干。
b) 如妨碍断开或合上的阻力发生在隔离开关的接触位置上，则不得强行操作，以防损坏支持绝缘子而引起事故。
c) 隔离开关操作机构的机械传动部分是否良好。 d) 隔离开关操作拒动应及时通知检修人员处理。 2．8电压、电流互感器
2．8．1电压互感器二次侧严禁短路。电压互感器的外加一次电压，最高不得超过额定电压的10%，以免励磁电流过大，铁芯磁通密度增加引起过热。
2．8．2电流互感器二次侧严禁开路。电流互感器不允许长时间过负荷运行，过负荷的倍数和时间，可遵守其主设备有关规定。
2．8．3油位、声音正常，无放电现象。 2．8．4电压互感器操作规定
a) 停役操作，需将电压互感器高低压两侧分别断开。
b) 更换高压熔断器，必须先检查其电压互感器无明显故障点后，才能断开其刀闸。
c) 母线在运行中，若要将互感器停役，要充分考虑对有关保护的计量的影响。
d) 电压互感器经过大修更换或二次侧引出线经过拆装等，在恢复运行前，必须经过同期核相正确，方可正式投入运行。
2．9避雷装置
2．9．1在电站中避雷装置包括：避雷器、击穿保险器、避雷针、避雷线。 2．9．2在发电机端高压配电室内的避雷装置常采用击穿保险器，通常不带计数器，而在户外的开关站中常用避雷器，同时为统计雷击，通常每相带有相关的雷击计数器。避雷针通常架于开关站周边，有相应的避雷塔。而避雷线通常用于线路顶端，在电力系统中规定，110KV及以上电压等级的电力线路必须全线架设避雷线，以减轻雷击跳闸，提高供电可靠性。
2．9．3避雷装置的检查
a) 对于避雷针、避雷线主要是检查接地情况有无松动，其他属于免维护。 b) 避雷器在运行中应着重检查绝缘子是否出现闪烙，在出现雷击后有无裂纹或明显烧黑现象。检查雷击计数器的雷击情况，并做好相关记录，一般来说雷击计数器应每旬各记录一次，在出现打雷天气时应另外记录。
六、励磁系统运行规程
1 系统概述及功能 1．1 励磁方式
大中河三级站励磁方式采用可控硅自并激励磁方式，额定励磁电压 V，额定励磁电流A
1．2 系统组成
系统由励磁变压器、励磁功率柜、励磁调节柜、转子碳刷和滑环、发电机转子绕组及连接电能等组成。
1．3 励磁变压器
中性点不接地运行的户内防潮三相环氧干式变压器，型号为SC9-63/6.3，采用DYN11接线，额定容量63KVA，绕组绝缘等级为F级。
1．4 励磁功率柜
励磁功率柜由包括调节部分、整流部分、以及灭磁、起励等各部分组成。 1．4．1励磁调节主要功能：
1.4.1.1恒定电压、恒定励磁电流和恒定功率因数三种运行方式，其中恒定电压、恒定励磁电流方式为标准配置，恒定功率因数方式为选择配置。
1.4.1.2、采用可靠的软件跟踪技术，保证了各种运行方式之间相互切换时电压或无功功率无波动。
1.4.1.3、在线变增益PID调节规律，调节性能优越。 1.4.1.4、可在线修改PID参数。 1.4.1.可在线修改调差参数。
1.4.1.6、采用软件移相触发技术。触发脉冲稳定、对称性好。
1.4.1.7、采用软件设定电压给定值或励磁电流给定值，给定增减速率也可通过软件设定。无触点、无磨损。
1.4.1.8、召唤显示与巡回显示。发光数码管静态显示，亮度高、寿命长、稳定性好。
1.4.1.9、信号灯指示运行状态。
1.4.1.10、可在机旁或主控室进行监视或操作。
1.4.1.11、甩负荷（即机断断路器跳闸）时，机端电压稳在额定值或等于系统电压值，不会过电压。
1.4.1.12、起励容易、准确，并网迅速、省时。
1.4.1.13、正常停机时逆变灭磁，转速低于规定值时自动逆变灭磁。减少灭磁开关动作机会，提灭磁开关寿命。
1.4.1.14、低给定电压起励功能。
1.4.1.15、定（可控硅）控制角的开环运行功能，该功能可用于零起升压试验或对机组进行短路烘干（选配）。
1.4.1.16、同期时，机端电压自动跟踪电网电压功能（选配）。 1.4.1.17、与自动准同期装置增磁、减磁信号的接口功能。 1.4.1.18、最大励磁电流瞬时限制功能。 1.4.1.19、过励、强励延时限制功能。 1.4.1.20、低励瞬时限制功能。
1.4.1.21、长期运行时，1.1倍额定励磁电流限制功能。 1.4.1.22、空载V/F限制功能。 1.4.1.23、空载过电压保护功能。
1.4.1.24、模拟量采集的软件数字滤波功能。
1.4.1.25、与上级计算机的通信（采用RS485接口）功能（选配）。 1．4．2整流组成部分
可控硅整流器由1个三相全控桥组成，安装于整流及灭磁柜内； 可控硅元件参数为
型式：L可控硅KP2000V——500A 反向重复峰值电压2000V 通态度平均电流500A 可控硅整流器桥数为1
可控硅元件在运行温度下，可承受不小于2.75倍励磁变压器副边最大峰值电压的电压；
可控硅整流器的每个支臂上均配置一个限流熔断器，能在一个可控硅整流器故障时断开此支路，每一个熔断器具有一对熔断接点，供发熔断信号。
整流器直流侧设置过电流保护装置，交直流侧均设置过电压保护装置。 整流柜内保用强迫内冷方式，内机数显为1，工作电压为AC380V，功率不0.25KW，噪音<70db，若风机停转，整流柜在额定工况下可继续运行15分钟。
1．4．3灭磁装置
灭磁系统正常灭磁命令下采用可控硅逆变灭磁，而不跳灭磁开关。事故情况下，跳开灭磁开关，投入灭磁电阻灭磁。若转速降至70%以下时自动逆变灭磁。
灭磁开关
型号：DW16——630A 额定电流：630A 额定电压：500V 控制电压：220V 辅助触点：6常开+6常闭 合闸功率：2KW
灭磁电阻为线性电阻，在灭磁过程中，励磁绕组反向电压不低于出厂试验时励磁绕组对地试验电压的30%，不高于50%。
2．运行规定
2．1励磁系统为发电机的一部分，其投入与退出运行均应得到公司分管领导或厂长的批准，其定值的更改应由公司下发定值单进行变更。
2．2发电机励磁调节系统对保证电能质量，提高电网的稳定起着重要作用，运行和热备用中的励磁调节器必须处于自动调节位置，强励必须投入。
2．3发电机失磁时应立即从系统中解列，不允许继续运行。
2．4发电机处于发电工况时其连续运行的最高允许电压不得大于额定值的110%，最低运行电压不得低于额定值的90%。
2．5特殊运行方式规定
励磁系统在特殊运行方式下应加强设备巡视，出现异常情况及时通知检修、维护人员尽快进行处理。
调节器只有一套系统能正常工作； 调节器由电压闭环用电流闭环方式运行。 调节器失态备用电源。
最大励磁电流限制、过励限制、欠励限制、过电压保护等任一必须辅助功能运行。
调节器发生软件、硬件故障不能恢复。 励磁风机故障导致励磁系统限制负荷运行。
3．运行操作 3．1调节器面板说明 3.1.1、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。0～10对应调差系数为0%～10%。 “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，选择恒定电压运行方式；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，均自动转为恒定电压运行方式。该按钮可在线切换，切换时不会引起电压或无功功率波动。
3.1.2、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。
3.1.3、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。 3.1.4两种起励方式
励磁调节器设置了两种起励方式：低（给定）电压起励方式和正常（给定）电压起励方式，通过背板上的“1NK”钮子开关选择。低电压起励时，起励后机端电压为30%额定电压。正常电压起励时，起励后机端电压为100%额定电压。
3.1.5三种灭磁方式 事故停机时灭磁开关灭磁。
灭磁命令下，自动逆变灭磁。不跳灭磁开关。
转速降至35Hz以下时，自动逆变灭磁。不跳灭磁开关。 3．2开机操作 首先应选择起励方式
3.2.1接通直流、交流控制电源的小型断路器QA61、QA62。 3.2.2接通励磁调节器面板上的电源开关。 3.2.3将发电机拖到接近额定转速。
3.2.4检查微机励磁调节器上的“正常”运行指示灯是否正常；检查召唤显示是否正常；检查Ug是否正常。
3.2.5合上灭磁开关；点动起励按钮，则可建立Ue或Ux电压值。 3.2.6均频、均压、并网。
3.2.7“增磁”操作，逐渐增大励磁电流带无功，同时相应开大水门带有功。 3.2.8选择运行方式。 3.3停机操作
3.3.1“减磁”操作，逐渐减小励磁电流卸无功至零，同时相应关小水门卸有功至零。
3.3.2跳开发电机出口断路器。机端电压应稳在Ue或Ux电压值。 3.3.3按“灭磁”按钮进行逆变灭磁，再关小水门停机；或直接关小水门停机，利用转速降至35Hz以下时的自动逆变灭磁功能灭磁。
3.3.4跳开灭磁开关。
3.3.5断开交直流控制回路电源的小型断路器QA61、QA62。 3.3.6断开调节器面板上的电源开关。 4．运行中注意事项
4.1运行中，不可随意断开交直流控制回路电源的小型断路器QA61、QA62和调节器面板上的电源开关。
4.2发电机起励后，进行“增磁”或“减磁”操作时应该操作1～2秒后，停1～2秒。否则，增、减速度过快容易引起过调。
4.3可控硅冷却风机因故障停转时，应减小负载，在可控硅散热器表面温度不超过80℃情况下，可继续运行，但必须尽快更换风机
5． 巡视检查项目
5．1 查巡控界面各参数及运行方式指示正常，无故障报警，调节器运行正常，调节器交、直流电源开关投入正常。
5．2 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，风机运行正常。
5．3 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，风机运转灯亮。
5．4 转子滑环及碳刷检查
5．4．1 转子滑环表面和刷架无积灰或油污，碳刷支持绝缘子清洁。 5．4．2 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。
5．4．3 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，弹簧脱落和碳刷磨粉过多现象。
5．4．4 滑环架转动中无异常响声。
5．4．5 连接线头接触良好，无过热、连接线绝缘无老化等现象。 6 故障处理 6．1 处理原则
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。
6．2出现下列任一情况时励磁系统应退出运行。 b) 励磁系统绝缘下降不能维持正常运行。 c) 磁场断路器触头严重发热。 d) 转子过电压保护因故障而退出。 e) 励磁调节器故障不能正常运行。 f) 励磁电流大幅度摆动，不能稳定运行。 6．3 1PT断相
主通道发生1PT断相故障，退自动切换到备用通道运行。 6．4 2PT断相
励磁调节器检测到2PT断相后发出2PT断相信号，该信号对主通道无影响，若出现该故障信号时，调节器正处于备用通道运行，应人工切换到主通道运行。 脉冲丢失
6．5 主通道发生脉中丢失故障，将自动切换到备用通道运行，脉冲丢失故障信号消失后，可手动切换到主通道运行，出现脉冲丢失故障，需要检查调节器
的脉冲功放电路。
6．6 电源故障
出现该故障信号后，将自动切换到备用通道运行。此时应检查调节器通道内调节板+5V电源是否正常。
6．7 硅柜故障
是指功率柜出现风机故障或快熔熔断，可检查风机电源是否合上，快熔接点是否弹出。
6．8 低频逆变故障
是指装置无法起励或起励后又被立即逆变，同时柜内低频逆变指示灯亮。此时可检查励磁PT是否有断相，一次或二次熔断器是否熔断。
七、直流系统运行维护规程
1．直流系统组成
系统由整流器、可编程控制器（PLC）、蓄电池组、闪光装置、微机绝缘监视装置、触摸屏、声光报警装置、母线调压装置、直流馈出等回路组成。电池采用免维护镉镍电池。
2、微机直流系统主要技术参数： 2．1交流输入电压：三相AC380±15％V。 2．2控制输出额定电压：DC220V。 2．3输出正常额定电流：DC20A。 2．4最大充电电流：DC 0.1CA。 2．5浮充电压：DC 246V。 2．6额定绝缘电压：DC 500V。 2．7稳压精度：≤±0.5％。 2．8纹波系数：≤0.5％。 3．9限流精度：≤±0.5％。 3、日常检查维护工作
3.1 检查内部所有紧固是否松动、电气元器件是否完好。 3.2检查接地是否良好。
3.3 检查输入交流电压是否符合设备电压（380V±10%）要求，并检查输入电源引线，控制回路及设备间所有联络线是否良好。
3.4 检查蓄电池接线柱是否接触良好、有无变色、有无硫化现象，外壳有无变形起包等现象。
3.5 检查蓄电池单只电压是否在规定的范围内。
3.6 检查两台直流变直流电源装置输出指示数字是否基本相同。 3.7 凡在直流设备上进行特殊试验或对设备结构更改均应有公司正式批准的方案，和图纸。
3.8 直流电源或负载电缆更换、变动或拆装，以及新布直流电缆，必须检验其极性正确。
3.9 蓄电池充电装置的检查项目：
3．9．1交流接触器合上良好，无跳跃和异音，运行指示灯亮，各故障指示灯灭。
3．9．2直流输出电压、电流指示正常，浮充电流符合要求。 3．9．3运行状态、运行方式等控制开关切换位置正确。 3．9．4继电器和接触器无抖动，无发热和焦味，各接点良好。 3．9．5各熔丝接触良好，无发热和熔断。
3．9．6整流器，有关电路板等元件无断线、脱焊，流胶和过热冒烟等现象。 3．9．7检查绝缘监控菜单，各回路绝缘电阻值是否良好。 4、操作顺序
经检查确属无误后，方可通电试验。
4.1Ⅰ、Ⅱ路交流电源操作，首先合上Ⅰ路交流输入总电源开关QF1，Ⅱ路交流输入总电源开关QF2，当Ⅰ路交流电源正常工作时，Ⅰ路交流电源工作指示灯（HR11）亮，表明系统已接通交流电源，Ⅱ路电源只作为备用；当Ⅰ路交流电源失电时Ⅱ路交流电源自动投入，Ⅱ路交流电源工作指示灯（HR12）亮，表明系统已接通交流电源。如切断Ⅰ路和Ⅱ路交流输入电源，可断开交流输入开关（QF1和QF2）。Ⅰ、Ⅱ路也可在触摸屏上切换。
4.2启动整流模块：本设备整流模块在交流上电时可自启动，或在触摸显示屏画面上操作起动整流模块；模块工作指示绿灯亮（启动是软启动需3－4秒），启动后模块显示模块输出电压（在模块有A/V选择按钮，可选择显电压、电流），触摸屏上有电压显示，然后相继投入馈出系统各回路开关，其对应的指示灯亮，表明系统全部回路接通得电；整流器停止可按整流器停止按钮。
注意：当PLC与模块通信故障时，模块输出电压会自动设定在234V。 4.3蓄电池组及充电回路试验：
4.4按本设备二次接线图，将蓄电池分别串联接入，切勿反向串联或并联，严禁接错电池正负极。
4.5蓄电池组接入回路后，投入电池电开关，电池电压在触摸屏上有显示（QF31）为电池组开关。
4.6新投运的蓄电池及蓄电池经放电后，一般对蓄电池进行充电，以确保蓄电池组有足够的容量。
4.7对电池充电方式：
均充条件（均充电压值255V）:当充电电流大于3.6A自动进入均充；当电池
充电电流小于3.6A时均充3小时后自动转换到浮充状态或均充7个小时自动转换到浮充。浮充条件（浮充电压值246V）：均充退出后自动进入浮充，充电机一般都处在浮充状态。
常见故障的处理 故障类型 检查PLC面板上“RUN（运行）”指直流屏面板上“整整流流模块工作”指示灯模块故障 灭，整流模块上电压指示为“234V” 1.整流模块与PLC通迅异常 2.PLC停止运行 示灯亮还是“STOP”（停止）指示灯亮，如为“RUN”灯亮则表示PLC工作，是整流模块与PLC通迅电缆接头松动，可将其插紧；如果“RUN”灭，“STOP”灯亮，则表示PLC已停止运行，可将PLC重新启动，并立即汇报。 整流整流模块面板上某只整流模块故障 立即汇报，将故障整流模块退出（由检修人员处理） 可通过蓄电池巡检仪手动检查电池电池电压异常 单只电 池电压达到15.8V 电压，以确定为哪一只电池电压异常，并立即汇报。如长时间报警，可将微机电池监测仪与PLC通迅接口拔除。（由检修人员处理） 合闸整流器故障 合闸母线电压达到上限265V或下限200V HM，KM，母线电压异常 110V母线电压异常，超过整定值 交流高频整流器无输出厂用电厂用电恢复时，自动恢复工作 通过触摸屏故障显示判断是哪一路母线电压异常，立即汇报 通过触摸屏观察合闸母线电压是否过高还是过低，必要时可将合闸整流器交流电源开关断开，将“蓄电池向HM放电”开关合上，由蓄电池向HM供电。 故障现象 故障原因 故障处理 模块故障 “故障”灯亮 电源消失 电压，“整流模块工作”消失
与“I路交流电源”指厂用电正常可先检查继电室配电 屏至直流屏示灯灭，同时“合闸整时，有可能为熔丝流器故障”报警。 熔断，I路交流电电源熔管是否熔断，I路交流电源空开源空开跳闸，交流是否跳闸。如都正常，应立即汇报由检接触器（KM）不工修人员处理。 作等。 1.当交流回路熔断器熔断，高频整流模块有电压输出指示，但无熔断器熔断 充电电流，蓄电池向母线放电（触摸屏上有放电电流显示） 2.当为蓄电池组熔断器熔断时，无充电电流
更换相应的熔断器及信号发生器 （具体判断熔断器是否熔断方法为熔断器旁边并联的信号发生器冲子是否弹出）
八、厂用电运行规程
1．厂用电系统及运行规定
1．1 厂用电系统的作用：向厂用电负荷输送、分配电能，起到开关、控制、保护和调节作用。
1．2 厂用电系统的组成：由厂用电电源、低压电器、线路和负载组成。 厂电用电源由I段6.3kv系统和Ⅱ段6.3kv外来电源系统提供。 低压电器由空气开关、熔断器、继电器和接触器等组成。
负载由各类水泵、油泵、气机、风机、直流电源充电装置、起重机械和厂房照明电器、加热器、空调以及其它各类电器等组成。
1．3 本厂厂用电系统是由厂变、各自动空气开关，0.4kv母线、备用电源自动投入BZT装置，各配电动力柜、各厂用负荷组成。
1．4 BZT装置可为一主一备工作方式可以实现，主电源正常工作时，备用电源自动闭锁，备用厂用电不投入，当主用厂用电源消失，备用厂用电自动合上实现对系统的供电，确保厂用供电的可靠性，在全厂主用厂用电系统和备用厂用电系统均失电的情况下，可以借用柴油发电机或者发电车对系统进行供电，保证厂用供电的连续性。
1．5 照明种类及常用照明设备
1．5．1 大中河三级站照明系统分为常用照明和事故照明两种糊类型，常用照明是指系统正常工作时的照明，事故照明系指事故状态下的照明，主要用作预防发生事故而准备，作为继续工作或安全疏散的照明。系统有电时由系统供电，系统全部失电时由直流逆变提供电源，主要安装于楼梯口，重要设备，重要通道处。
2． 额定运行及运行方式。
2．1 厂用母线电压正常时，应保持在额定电压值的±5%范围内，（380V~420V），如果超过此范围，则应考虑调整厂变分接头位置，电压调整至允许值范围内。
2．2 厂用电运行方式
2．2．1 厂用电主供电源：主用厂变（1#）单独供电方式，厂变电源取自6.3k V母线，备用厂变（2#）电源取自35k V线路，低压侧电压为400V。1#厂
变为主用电源，2#厂变电源为备用电源。
2．2．2 厂用电备用电源
a) 明备用方式：当厂用电主回路系统因电源或负荷故障，开关跳闸而系统全部失电时，利用2#厂变向全厂供电，以提高供电的可靠性。
b) 暗备用方式：当主回路及外来电源因事故全部失电时，联系调度采用柴油发电机向厂用电母线供电，以提高供电的可靠性。
2．3 厂用电源供电的重要负荷
2．3．1 事故照明采用交直流220V供电，正常时由交流供电，当厂用电源中断时自动切换为直流系统逆变供电。
2．3．2 其它设备均采用交流0.4/0.22kv系统供电，通过母联开关之间的BZT切换实现双电源供电。
3． 运行操作及维护 3．1 厂用电操作基本规定 3．1．1 防止厂变二次侧误并列
倒换厂用电时应遵守先断后合的原则，必须查明1#厂用电开关确已断开后，方可将2#厂用电开关合上。
3．1．2 400V厂用电分段运行时，BZT自投装置必须投入正常。以保证在厂变发生故障时能及时投入备用电源，保证主辅设备的连续安全运行。 3．2 厂用电倒换操作，正常必须采用远方操作方式，若厂用电空气开关存在机构切换不可靠问题，可采用现地操作方式，但应通知检修人员，尽快处理正常。
3．3 厂用电倒换后，应检查各厂用负荷的运行情况，尤其是机组运行时，运行人员应检查轴承润滑油系统和发电机冷却系统各设备是否运行正常，并复归由于倒换厂用电而引发的信号，并做好相关记录。
3．4 在主变解列前，必须事先倒换厂用电和停用该单元的厂变。 3．5 厂变各侧开关及母联开关，在远方进行跳、合闸操作后，必须及时去现场检查确认。
3．6 有双电源的动力柜，任一回路电缆经拆装检修或更换后，恢复运行前必须与另一回路电缆核对相位正确后，方可投运。
3．7 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。
3．8 在厂变大修或高低压引线及母线拆装检修后，必须核对相位正确，方可投运。
3．9 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，绝缘电阻值不低于前次同温度下的50%，否则需经有关部门批准。
3．10 熔断器使用的注意事项
3．10．1三相四线制回路的中性线和采用接零保护的零线上禁止装熔断器。 3．10．2正确选用熔体。熔断器的额定电压与线路电压相同，熔体的额定电流只能小于或等于熔断器的额定电流。
3．10．3熔断器应垂直安装，保证插刀和刀夹座紧密接触，防止接触不良造成过热而发生误动作。
3．10．4配换新熔体时，一定要选用与原来同样规格及材料的熔体，以保证动作的可靠性。
3．10．5不允许带电拔出熔断器，更不能带负荷时拔出，以免发生危险。 3．10．6有短路电流通过而未熔断的熔断器不得继续使用，应予以更新。 3．10．7临时电源接线规定
a) 根据负载容量和工作性质，按规定选择适当容量的熔断器。
b) 选择恰当的电源接线点，一般应选就近的专用临时动力盘、柜。禁止将临时电源并接在已有负荷的回路上。
c) 应尽可能在动力盘柜停电时接线，即断开动力柜的刀开关或空气开关，验明确无电压后再接线。如必须带电操作，应使用绝缘工具，戴绝缘手套，站在绝缘垫上，并有专人现场监护。
d) 临时电源线应从动力柜孔洞穿出并固定，防止被门挤压或牵扯引起短路。 e) 电源线接好后应检查无误，应得到工作负责人同意后，方可合闸送电到开关板或负载上。
f) 临时电源线穿过行人过道时应使用专用线槽。 3．10．8禁止使用不合格的临时电源板。
3．10．9在运行管辖的设备上接检修电源，只能由运行人员执行，检修人员不得私自检修电源，运行人员必须做好有关记录。
3．10．10检修电源，原则上只应接在检修动力柜上，各主要动力柜上不得随意接检修电源，特殊情况下需要在该动力柜接检修电源时，应取得当班值长同
意。
3．10．11严禁与生产无关的负荷接入厂用电系统。
3．10．12厂用电母线联络开关进行检修或检查工作时，应解除BZT装置，以免厂用电事故时危及检修人员的安全。
3．10．13事故照明电源切换装置每个星期一第二值应试验一次。 3．10．14厂用电系统巡回检查项目：
厂变音质、音响是否加大，有无新的音调发生； 套管应清洁、无破裂、无放电痕迹及其它现象；
母线引线及负荷机侧引线接触是否良好，无发热变色，支持瓶无裂缝或歪斜； 厂变中性点及外壳接地是否良好； 厂变的三相电压、负荷电流是否正常； 备用电源自动投入装置应投入正常；
保护盘继电器完好，连接片位置、表计指示、指示灯指示正确；
各配电屏动力柜自动切换开关位置正确，各指示灯指示正常。熔断器完好，无熔断；
自动开关、刀开关投入正确，接触是否良好； 各动力柜电源电缆头引线有无过热，烧焦现象。
九、继电保护及自动装置运行规程 1．运行人员基本要求
1．1 熟悉管辖范围内继电保护基本原理及结线，熟悉继电保护运行规程，并经考试合格。
1．2 了解运行规程中关于保护装置整定值、允许最高负荷、操作方式、压板的作用及光字牌、指示灯的作用，交直流二次熔丝的配置。
1．3 能按规程对保护装置进行正常监视、操作及检查。
1．4 能够及时发现保护及二次回路缺陷，正确记录并向上级领导汇报保护及二次回路异常状况。
1．5 能够看懂保护装置显示信息及打印报告信息。 1．6 能够正确查询各继电保护定值。 1．7 能够准确熟练判断和处理事故。 2． 二次回路更改规定
2．1 二次回路更改应按规定操作，如更改的设备归上级调度部门管理，更改应得到相应部门批准。
2．2 二次回路更改后须进行试验验证正确无误后方可投动。
2．3 二次回路更改工作结束后，运行人员应进行验收，如检查拆动接线，元件标志，压板位置是否正确，工作记录是否齐全明确等。更改负责人、运行值长分别在继电保护工作记录本、设备更改记录薄上签字认可。
3． 保护压板管理规定
3．1 运行人员对二次压板的投退操作应根据调度部门的命令执行。 3．2 保护压板投退应分别在操作记录本和压板投退记录本中记录。继电保护压板的操作命令应定明操作时间、被保护设备名称、装置名称、压板代号。
3．3 在发布和接受压板操作命令时要严格执行复诵或录音制度。 3．4 保护装置检查（不论是事故后检查或年检）时，都必须事先将联跳其它设备的压板解除之后方可工作。
3．5 母线停电时，必须先将相关的保护压板解除之后方可进行停电操作。 3．6 发电机零起升压时，应解除失磁及低压过流保护功能压板，防止误动。升压试验正常后应及时将上述压板投入。
3．7 现场运行的继电保护装置二次压板应有双重编号，标志应清楚，并
与运行规程相一致，多余压板及备用压板应拆除。
4． 保护定值管理规定
4．1 凡是地调下达的继电保护定值单必须由生产部和厂长核实无误后，复制一份存运行中控室。
4．2 新设备投运前和定值更改后，在投运系统前由运行值班人员与地调调度员核对定值单编号，并汇报执行情况（包括编号、定值单签发时间、定值偏差等），经核对无误后，方可按规定投运。
4．3 凡是地调用电话下达的继保装置定值通知，应用专门的录音带录下通知内容，并及时通知有关专业人员核实无误后执行。
4．4 继保装置定值更改或检验完毕，工作人员应向运行值长做好技术交待，打印出新定值清单，并与值长一道逐项核对无误。值长应及时向地调汇报定值更改执行情况。
4．5 更改定值必须根据定值更改通知单进行，严禁擅自改变保护定值。 5． 继电保护工作保安要求。
5．1 在现场工作过程中，凡遇到异常（如直流系统接地等）或断路器跳闸时，不论与本身工作是否有关，应立即停止工作，保持现状，待找出原因或确定与本身工作无关后，方可继续。上述异常若由从事现场继保工作的人员造成，应立即通告运行人员，以便有效处理。
5．2 在一次设备运行而停用部分保护进行工作时，应特别注意断开不经连接片的跳、合闸及与运行设备安全有关的连线。
5．3 禁止从运行设备上直接取得试验电源。
5．4 在继电器外壳或控制屏、保护屏间上进行钻孔等振动较大的工作，应采取相应的安全措施，防止保护误动。
5．5 在带电的电流互感器二次回路上工作时应采取下列安全措施。 5．5．1严禁将电流互感器二次侧开路；
5．5．2短路电流互感器二次绕组，必须使用短路片或短路线，短路应妥善可靠，严禁用导线缠绕；
5．5．3严禁在电流互感器与短路端子之间的回路和导线上进行任何工作； 工作必须认真、谨慎，不得将回路的永久接地点断开。
5．6 严格防止电压互感器二次侧短路或接地。工作时使用绝缘工具，戴手套。必要时，工作前停用有关保护装置。
5．7 保护装置检验工作结束后维护人员应做好如下工作。 5．7．1全部设备及回路应恢复到工作开始前状态。 5．7．2清理好工作现场。
5．7．3工作负责人应向运行人员详细进行现场交待，并将其记入继电保护工作记录薄。内容包括：整定值的变更情况，二次接线变更情况，已经解决和未解决的问题情况，运行注意事项和设备能否投入运行等。 5．7．4经运行人员检查无误后，双方在继电保护工作记录薄上签字。 6．继电保护设备运行检查和维护
继电保护现场工作中应特别注意防止下列习惯性违章行为：不履行工作票手续即行工作，不认真履行现场继电保护工作安全措施票；监护人不到位或失去监护；现场标示牌不全而导致走错屏位（间隔）。
6．1检查维护基本规定
6．1．1必须按继电保护运行规程对继电保护装置及其二次回路进行定期巡视监测和高频通道检查，及时发现继电保护装置及二次回路异常情况和缺陷，作好记录及时汇报，并督促检修人员及时检修.
6．1．2运行人员日常必须维护好继电保护设备，关好保护盘柜、端子箱门，做到防污防潮和保持装置整洁。在保护室内禁用手机和对讲机等无线电设备
6．1．3必须按直流系统配置图配好继电保护直流熔丝（空开），严禁擅自更改熔丝（开关）型号和容量，或使用不合格熔丝（空开），所有直流熔丝（空开）应做到定置管理。
6．1．4发现直流失地时，应及时按规定组织查找，防止因直流失地而造成误跳、拒跳事故。
6．1．5空调设备应随时处于完好状态，保证微机保护、集成电路保护装置正常工作。
5．1．6运行人员每周定期对微机继电保护装置作全面检查并校对时钟一次。 6．2 保护屏主要检查项目
6．2．1查保护屏后各装置电源开关投入正常。 6．2．2查保护屏后端子接线良好，无松动和过热现象。 6．2．3查打印机投入正常，无缺纸、卡纸现象，打印清晰。
6．2．4查保护装置运行正常，液晶屏显示正常，面板各指示灯指示正常。
6．2．5查装置各开关位置正确。
6．2．6查装置保护压板投入正常，位置正确。
7 继电保护运行操作
7．1 自动装置基本运行和投退操作规定
7．1．1继电保护装置应在被保护设备投入运行（启动、送电、零升压）前先投入运行，并检查装置显示、指示应正常；继电保护装置在被保护设备停电后才能退出运行。
7．1．2保护装置投入运行时，应先投入工作电源和操作电源、再投入各保护功能压板，检查装置正常后再投入出口跳闸压板。根据检修工作安全措施需要，断路器操作电源、出口跳闸压板可在一次设备恢复送电操作前投入。
7．1．3保护出口跳闸压板的投入应先测量压板两端分别对地无电压后方可进行。
7．1．4投入装置各保护电源开关 7．1．5合上打印机电源开关。
7．1．6投入各保护装置功能压板，查装置液晶显示正常。
7．1．7用高内阻万用表测量出口压板两端分别对地电压为零后投入各出口跳闸压板。
7．1．8退出自动装置时的规定如下: a)解除保护装置所有出口跳闸压板。 b)断开各装置电源开关及打印机电源开关。
c)单一保护退出操作时只需解除相应保护功能压板即可实现。
8 继电保护异常处理 8．1 保护动作后运行处理
8．1．1对装置进行详细检查。准确记录保护动作时间、保护名称、动作信号指示、显示或打印报告、故障录波装置启动情况及故障相别、开关跳闸情况等。
8．1．2根据设备管辖范围，向地调汇报，同时汇报有关领导，通知维护人员检查处理。
8．1．3收集和保存动作打印报告：保护动作后，打印机自动记录打印动作报告，记录动作类型、动作时间及动作参数，必须保存好动作报告。
8．1．4复归信号：手动复归信号，可按装置面板上复归按钮，复位该装置的信号指示灯。事故信号只有得到值长许可才能复归。
8．1．5若怀疑不正确动作，在复位前应做如下工作 a) 按表计监视该CPU提供的有关参数，并做记录； b) 随机打印一次实时运行参数； c) 通知维护及汇报生产领导； d) 该CPU复位后，重复一次前两项。 8．1．6集中所有报告、记录作分析动作原因。 8．2装置异常及紧急处理
在长期运行中，由于受环境的影响或者因元器件寿命的分散性造成装置硬件故障，这时装置会自检出故障，同时发出装置故障信号；或出现运行指示灯不正常，显示器不正常等现象，此时应作如下处理。
8．2．1根据装置LCD液晶屏提示信息，退出可能误动的有关保护出口压板； 8．2．2保留全部打印数据，记录有关现象；
8．2．3查看自检是否正常，若不正常可判断为CPU故障； 8．2．4若非CPU故障则可根据打印信息判断故障插件；
8．2．5出现任何非预期故障时，在确认无报告输出后应及时复件一次，然后再处理。
8．2．6装置故障处理后如需重启或复位操作，应在重启或复位前检查该装置保护出口跳闸压板已解除，复位正常后投入出口压板。
十、水轮机运行规程
1．水轮机的主要零部件
1．1本水轮机为混流式卧轴，转轮型号为HLA630，转轮名义直径D1 =800mm。 水轮机的装配关系及布置情况可由主机剖面图及厂房布置图中看出。 水轮机应由压力钢管引水进入，经蜗壳、导水机构、转轮、尾水管、排至尾水渠道，水能在转轮中推动转轮旋转，转换成机械能，并通过主轴传递给发电机，使发电机旋转发电，主轴及飞轮由轴承支持，调速器控制转速及负荷。
1．2、进水管
进水管供连接机组，阀门及压力管之用，起着机组安装，检修方便及引水的作用，不允许作压力管的热胀冷缩调节之用。
1．3蜗壳：
蜗壳由钢板焊接而成，是水轮机的最大部件，在蜗壳上有测压孔，底部有放水及清渣孔。
1．4导水机构：
导水机构的作用是引导水流，根据外界负荷变化，调节流量，使机组在额定转速下运行，以及在临时停机时作挡水闸门之用。
导水机构包括导叶前后盖板、控制环及与此相连接的传动机构零件。 1．4．1导叶材料ZG270-500共16个，叶型为正曲率，等分于圆周上，本导叶的结构为三支点，每只导叶都可绕自己身轴心转动，调节它们的转角，就能调节进入转轮的流量各方向，以满足机组的出力和保持额定的转速，导叶三轴颈处轴套采用钢背复合瓦轴衬，在导叶转颈处装有“O”型橡胶密封圈，支承点均采用水润滑，此种结构简单，便于制造、运行操作和维护。
1．4．2前后盖板安装于座环上一起形成过流表面，前盖板是导叶轴颈的支承处，也是控制环的支承处，也是密封座的连接处，后盖板与接管相连。
1．4．3控制环置于前盖板上，通过小耳环与边板相连，推拉杆及调速轴与自动调速器相连，如外界负荷变化，则调速器动作，通过推拉杆、控制环、连接板、导叶臂使其导叶开大或开水，以适应外界负荷变化的需要。
1．4．5传动机构零件中，导叶臂上有剪断销，构成导叶传动机构中最薄弱环节，导叶关闭时一旦受阻，则剪断销先被剪断，如此就可以保护其它零件免受破坏。
1．5转动部份：转动部份的作用是把水流的位能转化为机械能，并带动发电机旋转发出电能。
转动部份包括转轮、主轴、主轴密封及轴承、飞轮。
1．5．1转轮是由上冠、下环及叶片焊接而成，材料均为ZG20MnSi。 1．5．2主轴是45号锻钢加工而成。
1．5．3主轴密封为盘根密封结构形式，密封座同顶盖通过螺钉联接，且配有“O”型密封圈，以防止水从顶盖与密封联接处漏水。
1．5．4轴承采用 450径向推力轴承保证运行可靠，推力瓦用弹性金属塑料瓦，推力瓦块为可调整形式，共10块。径向瓦采用直接在轴瓦内安装紫铜管的瓦冷方式，轴承冷却为水冷，冷却水通向冷却器，以冷却润滑油，使油温保持一定范围，供油是靠推力盘旋转，把经冷却后的油带入轴瓦内，油是自行循环的。
1．5．5飞轮是补足发电机转子GD2的不足，使机组具有一定的惯性，以满足电站调节保证的要求，另外在飞轮两侧装有两个制动器，当机组停机转速下降至210转/分左右时，制动器开始制动，制动气压力5－7公斤/平方厘米。
2．水轮机的安装：
2．1安装机组的土建工程及油、气、水管路由电站或委托设计部门负责设计，在设计时，请参照我厂的电站机组布置图及有关的图纸。
2．2水轮机在安装之前，应合理地确定安装顺序，应具备必要的技术条件，准备必要的工具与辅助材料，检查起吊支撑设备及机组的全部零部件和专用工具。
2．3在工作场地，须正确地设置机组中线及高程基准点。
2．4待机组基础完成，彻底清理干净，并经检查合格后，才能开始安装。 2．5将在制造厂内已经装配好的主机吊入基础内，进水管和直径1200阀门（包括伸缩节）按图纸联在一起，检查蜗壳进水法兰中心线，调整蜗壳的水平垂直轴心线的高程。
2．6安装发电机底板，按图尺寸的水平轴线，把底板放在基础坑内，测量底板水平及高程，安装轴承及主轴，对轴心线水平度及高程进行检查，须按止漏环内孔找出轴承中心，保证轴瓦与顶盖同心，以调整底板下面垫铁来保证。
2．7把转轮装在主轴上，按止漏环间隙找正转轮，并用水平仪器严格找平主轴将密环装在主轴上，找下密封环与密封座间隙然后打定位销，将密封环位置固定与主轴上。
2．8仔细清洗轴承，检查径向轴承下部轴瓦在不小于60%的弧度内与轴颈应全长接角，其接触面积不得小于70%，并调整推力头与推力瓦的间隙，使之符合图纸要求，最后在轴承内注入30号透平油。
2．9再次检查主轴及转轮水平度及高程，找下后，然后把底板浇上混凝土。 2．10安装质量检查。
2．10．1在不同位置上测转轮与止漏环的间隙，使其应在0.6－0.8mm以内。 2．10．2导叶与前后盖板之间的间隙应在0.07－0.14mm以内。 2．10．3导叶立面间隙允许在导叶长度40mm以内处不超过0.08mm。 2．10．4在轴承中，径向轴承间隙为0. 25－0.35mm，推力轴承在小推力盘处间隙最小为1mm。
3．水轮机技术性质
3.1 水轮机型号：HLA630-WJ-80 3．2 设计水头Hr 65m 3.3 最高水头Hmax 67m 3.4 最低水头Hmin 64m 3.5 额定转速n 750r/min 3.6 额定流量Qr 4.43m3/s 3.7 转轮直径 800mm
3．8 制造厂家： 福建南平南电水电设备制造有限公司 3.9本机与SFW2500-8/1730发电机直接连接，同步运行。 3.10本机配置用TDBYWT双缸调速器。
3.11本机由TDBYWT调速器给出信号后，可以自动起动、运行、增减负荷及停机。
3.12水轮机转向：由发电端看为顺时针旋转。 4. 水轮机运行规程
4.1 水轮发电机组是全厂最重要的机电设备，为确保机组的安全经济运行和人身安全，值班人员和有关人员必须严格遵守本规程，任何对本规程有违反之处，值班人员有权制止和拒绝执行，并汇报有关领导。
4.2 机组正常运行主要保护和自动化装置，退出保护运行需由调度下令或公司分管生产副总及厂长批准，变更定值要有正式的定值更改表。
4.3 机组应尽量在规定的稳定运行范围内运行，并及时调整运行工况，避免运行中振动，噪音超过允许值。
4.4 机组运行最低极限水头为64m，机组不得在64m以下的水头运行. 4.5 为保证机组的运行工况和提高水利用率，当机组进水口拦污栅落差超过0.5m时，应联系人员对拦污栅进行清理。
4.6 机组运行中受到较大冲击时，应对转动部分连接部分，支撑进行检查，当机组飞逸时，采用关主阀（关主阀无明显效果时关进水口闸门）的方法迫使机组停机，停机后通知检修进行全面检查
4.7 运行中轴承温度规定 项 目 轴 承 允许温度 15℃—50℃ ≤50℃ 65℃ 70℃ 正常油温（℃） 正常瓦温（℃） 故障报警瓦温（℃） 事故停机瓦温（℃） 4.8 在负荷不变的情况下，机组轴承瓦温较前1小时升高2-3℃时应检查系统冷却水系统的在工作情况，并检查机组摆度，振动条有无增大，查明原因，并及时处理。
4.9 轴承冷却的冷却效果可用调节冷却器的水量来改变，而冷却水量最大，冷却效果仍不理想时，应待停机时清理过滤器，在进、出口水压仍不能满足要求时需清洗油冷却器。
4.10 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. 水轮机运行操作 5.1 开机操作
5.1．1 机组开机前应检查 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系统均正常
c）各保护，信号及自动装置均正确投入
5．1．2机组的启动可用自动和手动方式，正常开机以上位机自动为主。 5．1．3机组自动开机条件 a) 机组在停机状态（N ≤5%Ne）。 b) 发电机出口开关在分闸位。 c) 各轴承油位正常。 d) 变速器在自动位置。
e) 机组各设备与上位机通信正常且在远控状态。 f) 机组无事故。
g) 机组控制PLC，开机准备好灯亮。
5．1．4 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。
5．1．5 机组开机前，值班人员应注意检查机组各辅助设备状态是否正确，调速系统和励磁系统是否正常。
5．1．6 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。
5．1．7 手动开/停机在下列情况使用： a)检修后第一次开/停机。
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)汛期低水头且自带厂用电情况 。 5．1．8 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。 e)满足并网条件，并网。
5．1．9 机组自动方式开机流程：
5.1.10 开停机前后，均应对机组进行全面检查。 5．2 停机操作：
5．2．1 机组停机前应检查制动系统正常，正常停机采用自动方式，自动停机时应巡视变速器等是否动作正常，动作不良时应切手动。
5．2．3 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0.6---0.8MPa，使机组制动。
5．2．4 停机过程中遇机组喷针故障无法正常停下时，应关闭主阀，如果关主阀效果不明显时应立即落进水闸门。
5．2．5 机组停机后，应检查发电机泠却系统等是否退出，制动系统是否复位等情况。
5．2．6 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。 d)在变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，复归制动。
g)关闭机组各辅助设备，查制动有无复归。 5．2．7 机组自动方式停机流程： 5．3 机组转检修操作：
5．3．1 机组的检修必须按《调度规矩》的有关款办理申请手续，再按照调度批准的时间将机组转入检修后，应及时汇报地调。
5．3．2 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)落进水口，并做好防止误开的安全措施。
c)打开机组流道，尾水管排水阀，同时启动检修排水泵抽干机坑内残水。
d)手动将导叶打开至全关位，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。
5．3．3 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。 c)设备检修后各项参数是否符合规程的要求。 d)设备是否具备投运条件。 5．4 机组恢复备用的操作：
5．4．1 水轮机大、小修后，经公司分管领导或厂长作出准备启动决定后，当班值班员应完成下列工作：
a)收回所有检修工作票，全体工作人员撤离工作地点。 b)检查水轮机各部分及周围场地应清洁整齐。 c) 检查各油箱油位正常，调速油罐适压。 d) 恢复工作票中所有安全措施。
e)试验各辅机设备工作正常，各轴承油量调整至正常油量，调速器恢复正常工作状态。
5.4.1 具备上述条件后，进行充水操作： a) 检查流道排水阀及尾水管排水阀确已关闭。 b)提进水闸门向流道充水，检查各部是否正常。 c) 各部无漏水且水压平衡时提起进水门。 5.5 机组检修后的试验：
5．5．1 机组检修完成后的试验，应由厂站事先拟好启动方案和试验项目及程度，并在运行、检修等到有关人员在场时进行。
5．5．2 机组检修后的首次启动应以手动方式开机，并由检修人员应监听声音和测量摆度。
5．5．3 若机组轴承进行过检修处理，应进行较长时间的空载运行，并密切监视瓦温变化情况，待瓦温稳定后方能进行其它试验。
5．5．4 机组操作或试验过程中，如发现事故信号，剧烈振动，异音。异味
或者其他异常情况应立即停止操作，并报告值长，待查明原因后，方可继续下步工作。
6． 水轮机维护与检查：
6．1 运行中的机组应及时记录各轴承温度，检查油位油温。油压及泠却水压力，并按规定的时间、线路进行巡回检查。
6．2 备用机组停机时间超过48小时以上时，阴雨天应投入机组加热器对机组进行加热以防机组回潮，绝缘下降。
6．3 水轮机各部的巡回检查项目： 6．3．1 操作层的检查项目： a) 查调速系统工作正常， b) 查机组LCU装置工作正常，
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。 6．3．2 发电机检查项目：
a) 发电机出线电缆联接可靠、无过热、放电现象。 b) 机组运行中振动正常，无异音，异味。
c) 组合轴承回油箱、水导轴承回油管油流量计显示值正常。 d) 各油、水、气管路及阀门无渗漏。 e) 查各轴承测温引线接线良好。
f) 转子接地保护碳刷与大轴接触良好，无电火花。 g) 水轮发电机各部件之间连接紧固，无松动、脱焊现象。 6．3．3 检修廊道检查项目：
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) 调速器导叶开度正常。
c) 各系统阀门位置正确，阀门及管路无漏油、漏水现象，当油泵停止运行时，各逆止阀能可靠动作止逆。
d) 各油泵运行声音正常，出油压力正常，油泵外壳接地，地脚螺栓联接紧固。
e) 油泵现地控制柜各控制开关在自动状态，柜内各端子接触良好，无松动、过热现象。
7． 水轮机故障处理
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。
7.1 水机故障信号有 7.2 冷却水系统故障 7．2．1 原因：冷却水系统故障 7．2．2 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60℃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) 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
7．3 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联系地调停机，并通知检修人员检查。
c) 若温度稳定在一定值，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。
7．4 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。
8. 水轮机事故处理。
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。
8.1 机组发生事故时，值班人员应根据下列原则立即进行处理： 8．1．1 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。 8．1．2 维持正常设备及厂用电的安全运行，防止事故扩大。 8．1．3 有备用机组时，应联系调度开启备用机组。
8．1．4 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。
8.2 机组事故保护 8.2.1 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 8.2.2 紧急停机 a）手动紧急停机 b）机组过速140%Ne
c）机组过速至150 %Ne主配压阀拒动
8.3 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 8.4 轴承瓦温过高事故处理
8.4.1 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
8.4.2 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紧急关机。，
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 8.5 调速器事故低油压
8.5.1 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，油压低于设定值以下。
8.5.2 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，须等到油压装置工作正常，机组方可恢复运行 8.6 机组过速事故
8.6.1 现象：中控室语音报警音响，上位机信息栏显示“X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。
8.6.2 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，应立即按紧急停机制动关机，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，经公司分管生产副总或厂长同意后方可恢复机组运行。
十一、调速系统运行规程
我站使用的是TDBYWT系列步进电机PLC调调速器，该调速器由天津电气传动设计研究所生产。电气部分采用日本三菱PLC以程序控制，采用液晶触摸屏操作；在机械部分采用步进电机-滚珠丝杆装置控制主配压阀。
1．
电气部分
1．1 FX2N系列的PLC是由两个16位超大规模微处理器组成的双CPU系统，其主要任务是：控制从编程器键入的用户程序和数据的接收和存储，PLC进入运行状态后，从存储器逐条读取用户指令，经过命令解释后按指令规定的任务进行数据传送、逻辑运算或算术运算等，根据运算结果更新有关标志位的状态和输出寄存器表的内容，再经由输出部件实现输出控制、制表打印或数据通讯等功能。
1．2 输入接口
输入接口均带有光电耦合电路，可以提高PLC的抗干扰能力；通过滤波、电平转换、信号锁存电路以滤除信号的噪声及便于PLC内部对信号的处理。通过输入接口可将开机、停机、油开关等开入量送入PLC，以检测设备在工作过程中的状态。
1．3 输出接口
输出接口是PLC与现场设备之间的连接口，其功能是控制现场设备的工作，在与PLC这间的连接也有光电耦合电路进行隔离。
2．
机械部分
2．1机械部分采用步进电机-滚珠丝杆传动装置，其上部为步进电机和滚珠丝的传动机构，而下部为主配压阀。步进电机带动丝杆旋转，使滚珠丝杆的螺母上下移动，而主配压阀活塞又与滚珠丝杆的螺母联接，因而主配压阀活塞随之上下移动，达到接力器开关的目的。
调速器在自动运行，当有开机信号时，步进电机逆时针转动，主配压阀活塞向下移动，压力油进入接力器开机腔，使接力器向开机方向移动。而有关机信号时则与上面相反动作，向关机方向移动。
同时位电转换换传感器适时将模拟量以A/D转换模块送到PLC调节器中与计算的PID输出值进行比较，当接力器移动到给定位置，即PLC调节器输出值与
位电反馈值相加为零，步进电机和主配压阀活塞回到中间位置，接力器停止移动。起到了软反馈的作用。
2．2主配压阀
主配压阀由引导阀、辅助接力器、主配压阀差动活塞、衬套及壳体组成。引导阀针塞系差动结构，其下塞盘的直径较大，引导阀活塞与滚珠丝杆的螺母相连。引导阀活塞的上、下移动，控制主配压阀的上、上移动。
主配压阀为差压结构，主配压阀活塞上塞盘直径较下塞盘大，在油源压力的作用下，差动活塞始终有一个向上的作用力，辅助接力器活塞的上腔为控制腔，该腔活塞的受力面积约为主配压阀活塞受力面积的两掊，使其上部半球体压在辅助接力器活塞上。辅助接力器内装有引导阀衬套，当引导针塞上移时，辅助接力器活塞上腔排油，辅助接力器活塞在主配压阀活塞差压力的作用下一起上移，压力油进入主接力器关闭腔，此时开启腔排油，主接力器向并机方向移动。
当引导阀针塞下移时，辅助接力器活塞上腔进入压力油，由于辅助接力器活塞的受力面积约是主配压阀活塞受力面积两倍，因此作用辅助接力器活塞上的下推力克服作用在主配压阀活塞上向上的差压力向下移动，压力油进入主接力器开启腔，此时关闭腔排油，主接力器向开启方向移动。
引导阀针塞上、下移动时，辅助接力器及主配压阀活塞跟踪针塞，直至引导阀衬套的窗口被遮住，即主配活塞位移量与引导阀针塞的位移量相等。
辅助接力器活塞上设有开关机时间调整螺母，上面的螺母用于调整关机时间，下面的螺母用于调整开机时间。开关机时间调好后，一定要把该螺母上紧这螺钉紧牢，以防开关机时间发生变化。
2．3事故电磁阀
事故电磁阀用于机组的事故停机，当调速器接收事故信号后，电磁铁通电，压力油进入接力器关闭腔，机组按整定的关闭时间将接力器快速关闭，事故处理后按复位按扭将电磁阀复位。
3．
调速系统工作原理
3．1自动开机
调速器接到开机令后，PLC控制步进电机将接力器开至启动开度。当机组转速升至80%额定转速时，PLC根据机组频率和电网频率的差，自动控制导叶开度，使机组频率自动跟踪电网频率。
3．2并网运行，调整负荷
在满足同期条件后，发电机出口开关合上，水轮发电机组并入电网，此时机组频率和电网频率相同。当中控室或机旁欲增（减）功率时，只需在中控室或机旁操作增（减）功率按钮或在机旁以数字给定方式改变功率给定值，即可控制接力器开度的增大（减小），从而改变机组有功功率的增加（减少）。
3．3自动停机
当调速器接到停机令后，先将机组负荷减至空载，分发电机出口开关，机组自动转入空载运行。调速器接收到发电机出口开关分的信号后，PLC通过驱动器U5控制步进电机使接力器自动关闭到全关位置。
3．4事故停机
当调速器收到事故停机令后，事故停机电磁阀动作，接力器关至全关位置。 3．5自动运行手动运行的切换
调速器的正常运行为自动通道。此时电气柜上自动/手动切换按钮灯亮，步进电机驱动器处于得电状态。按下该按钮时，灯灭，步进电机驱动器失电，调速器处于手动状态。此后可通过步进电机上手轮的开/关来增/减机组出力（转速）接力器位置在切换过程中的摆动量小于接力器全行程的3%。
3．6调速器的操作
3．6．1触摸屏（GOT）操作使用方法
GOT为液晶（LCD）触摸屏，以数字、棒关图等多种方式显示各种参数。设有初始屏、参数设置屏、故障报警屏、操作屏及说明书屏等多个显示画面，上电时自动显示初始屏。按触摸屏幕下方的触摸键可以显示相应的画面屏。其中，参数设置屏的参数均可修改，但非专业人员不得修改。
操作屏：用于机旁操作，实现自动开机、停机、增、减负荷等功能。在自动工况下运行时，触摸开机，调速器将自动打开导叶至空载，触摸停机，调速器将自动关闭导叶。触摸增功、减功键一次，机组开度变化0.1%，持续触摸该键，则机组开度匀速变化，变化速度由参数设置屏中的“增减功速率”参数来决定。此外还可由上位机直接进行数字给定，调速器自动按照“增减功率速率”参数设定的速率使机组开度匀速变化至给定开度。在触摸手动时切换为手动状态，此时触摸屏上对机组的操作无效，只能操作主配压阀上面的手轮来开、停机。
报警屏：用于调速系统发生故障时，协助进行故障处理。当有故障发生时，报警按钮闪烁，切换为报警屏，其中闪烁条表示有该种故障发生。触摸闪烁部分，将在屏幕中弹出说明窗口，说明该故障产生的几种原因，工作人员可顺序查找。
4．调速器的维护与运行注意事项
4．1 开机前的准备：机组准备开机前，应先将调速器交、直流电源投入，并确认调速器在自动状态，调速器各部分工作正常，系统无故障即具备开机条件，可由中控室下达开机命令。
4．2 PLC的维护：正常运行时，注意防止导电异物由通风口进入PLC内部，以免发生短路现象，PLC内部电池为F2-40BL锂电池（3.6V），使用寿命为五年，建议每三年更换一次，更换时须先断电，且在30秒内更换完毕。以免由于电池降低或更换时间长而导致PLC不能正常工作。
4．3 不要随意按PLC面板上的按钮和调整线路板内部的整定电位器。错误的整定将导致调速器不能正常工作。
4．4 定期检查各电气环节
4．5 定期检查各机械部件的坚定螺丝有否松动，如松动或错位，应重新调整，将锁紧螺钉拧紧。
4．6 46号汽轮机油应等符合GB1120的有关规定。首次运行一个月左右，油应重新过滤或更新。平时根据油质变化情况决定过滤工更换，油内不能混入水份和杂质，保持油质纯洁（油温应在10—50报氏度范围内）
4．7 各转动部分和杆件不得有卡阻现象。
4．8 主配压阀和电磁阀活塞靠自重能在阀体中滑动，不能有卡阻现象，如发生卡阻时，用细研磨剂研磨，禁止用砂布打磨和锉刀、刮刀修整。
4．9 注意压力罐的油、气比例，定期检查回油箱油面。
4．10 各转动部件定期加润滑油，并定期检查事故停机电磁阀的动作。 4．11 新机组安装后和长期停机后首次运行，开机前应采用液压手动操作接力器往反数次，以排净液压系统中空气。
5．调速器故障处理
步进电机PLC微机故障调速器具有很强的故障诊断与报警功能。当发生以下故障时，调速器能自动识别并点亮触摸屏上的故障灯，同时报警触点闭合，发出故障报警，执行相应的处理程序。
5．1机频信号消失
当输入至调速器的机频信号消失时，调速器维持机组在机频信号消失前的负荷不变，但不能进行自动频率调，此时仍可通过中控室或机旁进行负荷增减操
作。故障解除后可自动复归。
5．2电网频率信号消失
当输入至调速器的网频信号消失时，如此时机组处于空载状态，则调速器控制机组频率，使之与频率给定相一致，而不再跟踪电网频率，这个切换过程是PLC内部完成的，不需人工干预。如此时处于发电运行状态，则调速器仅发报警信号，不影响机组正常运行。故障解除后，可自动复归。
5．3交流电源消失
当调速器交流电源消失时，此时调速器的电源自动由备用的直流电源提供，待交流电源恢复后，又自动切换为交流电源工作，并自动复归。
5．4直流电源消失
当调速器的直流电源消失时，此时调速器的电源自动由交流电源提供，直流电源恢复后，报警自动复归。
5．5随动系统故障
调速器处于自动运行时，如接力器不能很好地跟随微机输出，则显示为故障状态，该故障产生的原因可能是随动系统中接力器位置传感器打滑或其他原因，故障解除后，可自动复归。
5．6 PLC程序故障
由于干扰或其他原因PLC内的程序出现故障或PLC外部设备通讯发生故障时，则显示为故障状态。PLC基本单元内的调节程序错或I/O编号错，通讯错有几十种情况，需用专用设备方能查看。
5．7 PLC基本单元24V电源失电
当PLC基本单元输出的24V电源电压异常低下时，则显示为故障状态。该故障产生的原因是因为DC24V电源的输出过载或短路，或A/D模块24V电源判断，请检查外部回路，消除短路现象或恢复A/D模块的24V电源后，自动复归。当出现该故障时，PLC基本单元上的“POWER LED”灯熄灭。
5．8 D/A 模块故障
当D/A模块发生故障，不能正常工作时，调速器显示的故障号为908。该故障产生的原因主要有两种情况：（1）DC24电源消失，（2）模块的模式开关未处于中间位置，请仔细检查，故障原因消除后自动复归。
5．9 A/D模块故障
当A/D模块发生故障而不能正常工作时，则显示故障状态。该故障产生的
原因主要有两种情况：（1）DC24电源消失，（2）模块的模式开关未处于“READY”位置，请仔细检查，故障原因消除后自动复归。
5．10 驱动模块故障
驱动模块用于驱动步进电机转动，该模块故障时，亦显示故障状态，故障产生的原因是加于该模块的电源电压不够（正常为24—40V）或该模块与步进电机间的连接存在短路或断路现象。
5．11 定位模块故障
该故障产生的原因是步进电机的有关参数设定不合适，如速度等。
十二、辅机系统（油、水、气）运行规程 1．油系统 1．1 概述
1．1．1本厂油系统为透平油、绝缘油和液压油和齿轮油四个部分，透平油主要用于轴承用及调速系统操作控制用油，油牌号为32#透平油，绝缘油主要为主变及联络变用油，油牌号为国25#变压器油。液压油主要用于调速器系统，油牌号为32#抗磨液压油。
1．1．2每台机各有一台油压装置是储能设备，提供调速系统的操作能源，调速器油箱上装有两台调速器油泵为一主一备工作方式，当一台油泵出现故障退出运行时，另一台油泵投入确保调速器油压正常。
1．1．3液压油的使用应进行过滤后方可注入。防止杂质进入液压系统内，将控制管路阀块堵塞，致使大坝液压系统控制失灵。或油路堵塞，油缸内的油位应保持在上，下限之间否则会油位故障而影响液压系统的正常工作。
1．1．4绝缘油在使用前应进行再次过滤，在进行完耐压试验合格后，方可对变压器进行加油，加油时应将变压器由运行状态转为检修状态，油量过高时，可进行带电放油，但是应注意与带电体保持足够的安全距离，放出来的油应立即倒回专用变压器油油桶内。
1．2运行和操作规定
1．2．1开机前，各油系统应满足以下要求 a) 各油系统阀门位置正确 b) 各油系统油位在正常范围内 c) 油冷却水的投退状态正常
d) 运行时各油系统油压在正常允许范围内 e) 各系统油温在正常范围内 1．2．2运行中的油路巡回检查 1．2．2．1压油装置检查
a) 电源开关位置正常，电气回路接头不过热，各电气设备完好，电压、电流正常
b) 保护及自动装置正常
c) 压油装置的阀门位置正常无渗漏，无异音
d) 油泵工作正常，各部温度正常，停止时无反转，各仪表指示正常，表头无油渗漏
e) 回油箱各管路法兰结合面严密无渗漏，液位计能真实反映油位，液压信号器接触良好，动作可靠
f) 油混水信号器工作正常 1．2．2．2轴承润滑系统检查
润滑系统能否正常工作，直接影响机组的正常运行，在新装或大修后机组投入后的一段时间内，应加强润滑系统的巡视与检查
轴承系统油压及油温在正常范围内，冷却水压力正常，各轴承的润滑油流量是正常
轴承高位油箱油位正常，油位信号能真实反映实际油位，油混水情况 1．2．2．3公用检查部分
a) 动力电源三相保险空气开关合上，接触良好 b) 控制电源开关确已合上保护投入 c) 系统各阀门位置正常 d) 电机转动部分无杂物 e) 电机地脚螺丝无松动
f) 切换开关投正常应在自动位置，如手动运行在满足条件后应在停止位置 2．水系统 2．1概述
2．1．1本厂技术供水采用每台机组单独一套的技术供水系统，两台机组可互为备用。采用从引水管道取水的取水方式，每台机组取水经过滤器对机组各系统进行供水，供给机组冷却及消防用。交换热量后热水直接排入下游。
2.1.2本厂排水系统设置，渗漏排水泵一台，其中渗漏排水泵为深井泵，检修排水泵为自吸泵，渗漏排水泵的预润水取自2#机组，技术供水运行时用的水随水泵抽上的水一道排至下游。
2.1.3机组消防用水取自技术供水取水口。 2.1.4渗漏集水井收集以下来水 a)主、副厂房渗漏水及厂房漏水 b)主轴密封水
c)油冷却器冷却水
d)深井泵预润水及各滤网排污水 2.1.5检修排水由以下来水：
a)机组检修时，流道，尾水管内的积水
b)机组运行时，流道及尾水排水阀关不严时的漏水 2.2运行和操作规定 2.2.1水泵启动前检查
a)电源开关确已合上，电气设备及自动装置完好 b)水泵轴承油位，油色正常，油质良好 c)电动机、水泵旋转部分应无杂物 d)水泵轴承润滑水供给正常（深井泵） e)水泵进、出水阀开启 2．2．2水位符合启动要求
水泵的运行方式有“手动”、“自动”、“切除”三种，查水泵启动前的各项要求均满足后，将水泵的转换开关根据需要投置“自动”或“手动”位置。
2.2.3水泵检修前应作好下列安全措施： a)水泵转换开关投“切” b)断开电源开关或取下熔丝
c)在电源开关操作把手上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。 d)关闭水泵预润水阀门（深井泵）
e)关闭水泵进、出水阀，并在手轮上挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。 2.2.4水泵经过检修或长期停用后，在启动前应查看下列事项： a)水泵周围场地应清洁，无防碍其运转的工具和杂物， b)水泵进、出水阀全开
c)盘根不可压得过紧，盘根处不应有大量漏水、甩水； d)轴承油位、油色正常。 e)水泵充水水源或水泵润滑水正常 f)电动机与水泵连接的靠背轮是否完好 g)电动机与水泵地脚落螺丝不应松动 h)测量电动机绝缘合格
i)在水泵不运转时盘动联轴器，水泵和电动机转动灵活
j)水泵电源正常，控制回路良好。 2.3水泵运行注意事项：
2.3.1使用软启动的水泵，启动时应监视其启动电流、启动情况。 2.3.2排水管路上的前后闸阀应定期开启冲沙，以免泥沙沉积过多而堵死闸阀，特别在停运时间较长时尤为重要。
2.3.3深井水泵停止后如扬水管中的水尚未全部流回集水井时，不得重新启动水泵，以免轴功率过大，引起水泵轴扭断。一般应在水泵停止5分钟后再次启动。
2.4水泵运行中的巡回检查
2.4.1检查电动机启动前后电流不得超过额定值。 2.4.2水泵及电机运行中无异常振动、响声及过热。 2.4.3水泵轴承油位、油色正常、无漏油。 2．4．4 水泵出水正常，真空水压表的批示稳定。
2．4．5 水泵盘根无大量漏水现象，盘根压盘与转动部分无磨擦。 2．4．6 水泵停止后不反转，否则为逆止阀不会止逆。 2．5 水泵异常处理。
2．5．1 当水泵发生故障信号时，值班人员应立即到现场查明原因进行处理。不能处理的应及时报告值长，并通知检修人员处理。
2．5．2 凡遇到下列情况之一，应立即停止水泵运行，分析原因，设法处理。
a) 水泵轴承无润滑油（水）或液面过低、油质不合格时， b) 水泵务电动机内有的明显的撞击异声时。 c) 水泵空抽时。
d) 电动机温度过高，有焦臭味，着火冒烟。 e) 危及人身和设备安全时。 2．5．3 备用水泵启动的处理。
a) 检查主用泵是否启动。若主用泵未启动应手动启动；仍不能启动应将其转换开关投“切”，再对电源部分进行检查。
b) 若主用泵已启动，应检查水泵是否上水。同时检查水蟛来水量是否增大等并查明原因。
c) 主备用泵未启动，应对控制回路进行检查若电源保险熔断或空气开关自
动跳闸应对电动机测绝缘查明原因。
d) 注意监视集水井水位，做好防止水淹厂房的各项措施。 2．5．4 渗漏水泵不会自动启动。
a) 先手动试启动一次，以判明故障性质。若手动启动水泵能启动，说明自动控制回路没有故障。
b) 若手动启动水泵也不能启动，说明电源部分有故障（如空气开关自动跳闸，保险熔断，磁力起动器线圈烧坏，热元件动作等）。测电动机绝缘，以此判断是否为电机内部故障而引发的电源部分故障。 3．气系统
大中河三级站设低压气机一台，正常时运行方式为自动。由气压控制及气机本身自动控制回路进行控制，空压机的冷却方式为风冷。
3.1低压气机有下列保护
润滑油低油压自动停机保护、电机过载保护 排气压力超高，排气温度超高报警和停机保护 3.2运行和操作规定 3.2.1空压机启动前的检查
a)电动机长期停用必须测电动机绝缘合格，绝缘电阻不低于0.5M b)电动机和空压机靠背轮完好，保护罩完整。
c)空压机各部分正常，地脚螺丝无松动，联轴器螺丝连接完好，保护罩牢固，旋转部分附近无杂物
d)检查油箱油位合格，油色良好 e)出气阀及有关管路阀门位置正确
f)动力电源熔丝插上，闸刀和空气开关合上，电压正常。 g)保护及自动装置完整并投入，气机气压各整定值正确。 3.2.2空压机有两种运行方式：自动、手动。正常处在自动方式。 自动运行方式：
a)动力电源及操作电源开关合上，保护投入。进、出气阀门开启切换开关自动位置。
b)手动运行方式：
储气罐压力已低于启动值，切换开关投“手动”，启动空压机正常后，排污伐应自动关闭压力至上限时将切换开关投“切”即停止空压机。
3.2.3 空压机检修的安全措施
a)解除空压机切换开关，在操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
b)断开动力电源，空气开关，并在其操作把手上悬挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。
c)取下三相动力电源保险
d)关闭空压机出气阀，在其操作手轮上悬挂“禁止合闸，有人工作“标示牌。
e)一台空压机检修时，另一台应能正常工作，否则应考虑对机组调速器压油罐补气、停机制动的影响。
3．2．4 储气罐检修
a) 储气罐上装有自控压力表，应断开压力表电源。 b) 解除两台空压机切换开关。
c) 关闭该储气罐进、出气阀和隔离有关阀门。 d) 开启储气罐排污阀。
e) 机组有在运行时，不得进行制动储气罐的检修。
3．2．5 空压机必须保持空载启动条件，遇启动频繁或时间过长应查明原因，是否压力控制器失灵。
3．2．6 手动盘车前，必须先解除空压机切换开关，电源断开。 3．2．7 气机检修完毕，验收时，进行启动负荷试运转，运行人员确认各部正常及检修场地清洁后给予注销工作票，并投入运行。
3．2．8在运行中遇到下列情况之一者，应立即停止气机运行； a) 安全阀失灵，或储气罐压力超过规定值。 b) 电动机非全相运行或温升超过65℃。
c) 电动机发异常金属撞击声或靠背轮连接螺丝及地脚螺丝产生松动，电机强烈振动及有焦味冒烟。
d) 管路有严重漏气或阀门联接螺松动脱扣。 e) 风扇断裂。
3．3 空压机的巡视检查和运行维护 3．3．1 空压机运行检查项目
a) 电源刀闸、熔丝正常，接头不过热，各电气设备完好，电压电流正常。
b) 保护及自动装置正常，各开关位置正确。
c) 电动机及空压机无异音，无剧烈振动，各部分温度正常。 d) 各管路法兰、阀门无漏气，各阀门位置正确。 e) 空压机的润滑油油位、油质合格；
f) 运行中电磁排污阀关闭良好，不漏气，能自动定时排污。 g) 空压机和储气罐管路压力指示正常，整定值正确。 3．3．2 空压机的运行维护
a) 在一台机组压油罐充气建压时，另一台机组自动补气应退出，以防气罐压力过低，压油罐内空气反排进储气罐。
b) 启动气机时排污电磁阀自动排卸荷，使机组空载起动，起动后排污电磁阀延时关闭，停止排污，机组加载打气。压力达到整定值后停机，排污电磁阀自动打开排气。当发现无法正常打气、排污时，应及时通知维护人员处理。
3．4 故障原因及处理
3．4．1 无法启动（电气故障灯亮） a) 保险烧毁、电压太低。
b) 过载保护继电器动作，欠相保护继电器动作。 c) 接线松动或接触不良。 d)电动机故障、机体故障
3.4.2 运转电流高、压缩机自动跳闸 a)电压太低、电接点接触不良 b)排气压力太高、油细分离器堵塞 c)皮带传动松动，压缩机本体故障 3.4.3 运行电流低于正常值
a)完全消耗量太大（压力在设定值以下运转） b)空气过滤堵塞、进气阀动作不良 c)气量调节阀调整不当，压力设定不当 3.4.4 排气温度低于正常值（70℃） a)环境温度低
b)无负荷太久，热控制阀故障 c)排气温度不正确
3.4.5 排气温度高，空压机自行跳闸（设定值100℃）
a)润滑油量不足，油冷却器堵塞，润滑油规格不正确 b)冷却水量不足，冷却水温度高 c)热控制阀故障，安全滤清器不清洁 d)油过滤器阻塞，冷却风扇故障 e)温度开关或感温棒故障 3.4.6 无法全载运转
a)压力开关故障，三向电磁阀故障 b)进气阀动作不良，压力维持阀动作不良 c)控制管路泄漏
d)IC控制板或电气线路故障
3.4.7 无法空车，空车时压力仍保持工作压力或继续上升，安全阀动作 a)压力开关失效，进气阀动作不良 b)泄放电磁阀失效或泄放管路阻塞 c)IC电路板故障
3.4.8 停机时油雾从空气过滤冒出 a)进气阀泄漏（关闭不严，卡死） b)重车停机
c)压力维持泄漏、泄放阀未泄放。 3.4.9 储气罐压力过高处理
a)空压机未停止，应手动停止，若手动停止不下来，断开气机控制回路空气开关，否则拉开动力柜刀闸。
b)进行排污使储气罐压力降至正常值，复归信号 c)查明空压机不能停止的原因，并联系检修处理
d)如压力不是真正升高，检查保护装置是否误动，定值是否变位 3．4．10 储气罐压力过低处理 a) 检查压力是否真正降低。 b) 检查保护装置动作是否正确。
c) 若压力确已降低，而两台气机都未启动，则手动启动。仍未启动时，应检查控制回路保险是否熔断，如熔断要更换同容量保险。
d) 如主、备用空压机都已启动，检查空压机运行是否正常；若不正常，应查明原因，使之恢复正常。
e) 检查储气罐进气阀是否误关，若在关的位置，立即将其全开。 f) 两台气机均属正常检查储气罐和管路系统是否大量跑气或用气量过大。如管路系统大量跑气，应立即设法隔离，并根据实际情况倒换供气管路。
g) 查储气罐排污阀，管路阀门是否严重漏气或误开。
十三、水工运行规程
1、水工建筑物运行监视
1．1、大坝运行监视
a) 检查的主要项目有坝顶、坝体、坝面表面、坝体结合部裂缝、渗透水、溢流面裂缝、渗漏、渗蚀、冲刷。护岩结合部要完整牢固、无缺口、滑动现象。
b) 大坝上下游、进水口附近无塌方滑坡、崩坍现象。 c) 检查护坡、边坡裂缝。
d) 汛期高水位期间，应加强观测大坝的裂缝和渗漏水，作好观测记录，发现异常或裂缝，渗漏水显著增加时应及时向领导汇报。
e) 现场观测检查为每月一次，在汛前、汛后、以及暴风、暴雨、特大洪水或地震发生后，应进行一次全面检查。
1．2 、进水口闸门运行维护
a) 进水口闸门启闭操作，必须得到调度或有关领导的命令后方可进行操作。 b) 闸门启闭操作应做好记录。
c) 隧洞检修、检查、停水等，重新转运行，应限制进水口闸门开度，洞流量应控制在1m以下，先开启闸门进行隧洞充水，让水至闸门前后水位基本相同，以免发生人身或设备事故。
d) 闸门启动前应检查开关保险丝是否完好、闸门槽附近是否有障碍物阻碍闸门起动和启闭机座固定螺栓是否有松动。
1．3、闸门开启操作：
a) 合上开启开关，同时监视启闭机的运行情况； b) 闸门开启到需要的高度时，断开开启开关。 1．4闸门关闭操作：
a) 合上关闭开关，同时监视启闭机运行； b) 闸门关到所需的位置时，断开关闭开关； c) 停止运行后检查启闭机螺杆是否变形。
1．5闸门关闭过程，应特别注意启闭机运行，发现异常，立即断开电源，检查处理。
1．6 、水工建筑物维护
a) 水工建筑物的维护工作内容：日常维护、小修、大修、抢修。
b) 日常维护：是工程管理的经常性工作，是预防性的，随时对建筑的轻微损坏或老化加以修补以预防缺陷扩大。
c) 小修：是对建筑物的局部缺陷进行的修补工作，一般在每年的年度详查后针对所暴露的缺陷进行局部的修补工程。
d) 大修：在水工建筑物安全检查中，经检查，鉴定认为建筑物存在较大的缺陷攻隐患，有必要进行全面的修补、加固或更新并付于实施的工程。
e) 抢修：遇到突发性事件破坏危及安全运行时所组织的抢修工程。 1．7、在修理工作中应特别注意以下几点： a) 不准采用削弱建筑物强度和稳定性的任何措施。
b) 不准在建筑物的上部、内部或附近存放易燃易爆等危险物品。 c) 水下部分检修一般情况下应在低水位时进行。
d) 安全操作应按水工维护安全操作技术规程执行，人身安全、工具损坏等按公司管理制度处理。
1．8、充水时通知车间值班员关闭两台机组主阀与旁通阀。
1．9、每次停水后，滤污桶、滤污网堵塞较多，必须对其排污、清洗。 1．10、水工建筑物的防汛、防洪 a) 水工管理的正常工作内容
b) 对气象部门提供的气象预报资料汇集整理，对大暴雨等恶劣天气信息及时汇报有关部门和领导。
c) 汛期每天定时抄收天气预报和台风预报。 d) 汛期按规定进行报汛。
e) 收集雨情、水情、观测坝头水库水位。
f) 进行观测资料业内计算、统计、分析、整编、归档。 g) 进行水库正常运行及电站发电用水调度、节能工作总结。 1．11、 水工值班员值班规定
a) 坝头水工员必须坚持在岗，并做好巡视。
b) 水工值班员要配合好电气值班员的发电水位，在非常天气要多上次上报水库水位变化，并做好记录。
c) 坝头通讯电话必须保证随时有人接听（特殊情况外），水工值班员不在值班室时必须将去向通知电气值班员。
十四、现场安全规程
1． 开、停机操作 1．1开机操作
在接到调度命令或征得调度许可时，在机组无电气或机械事故，各方面都正常时可对我站机组作开机操作。
开机操作可通过上位机发开机令或在现地LCU屏液晶触摸屏上发开机令，还可以在现地纯手动一步步开机。
1．1．1上位机发开机令
LCU屏“现地/远控”为远控，由值班长在上位机发开机令。开机令又 一步开机和分步开机，一步开机时，只要发完开机令，一切操作由PLC程序自动执行，直到发电机出口开关并网并带上少量负荷；而分步开机时流程只到机组空载建压，若要并网则还需在上位机发同期令。
1．1．2现地LCU屏液晶触摸屏发开机令
LCU屏“现地/远控”为远控或现地时均可以为我站机组作开机操作。步骤与上位机发开机令相同，只是位置不同而已。
1．1．3现地纯手动开机
值班员在操作票的指引下现地操作每个机电设备，主要分为以下几个骤： a) 检查机组无事故，各电源指示正常。
b) 查制动闸复归，空气围带无压，各相关锁锭退出。 c) 开启主阀，观察主阀动作过程。 d) 开启冷却水，并查冷却水压力正常。
e) 在调速器面板上开启导叶至空载，观察机组动作情况。
f) 在转速达95%额定转速时，合上灭磁开关，查确已合上。起励建压，观察机组转子电压、电流，定子电压。
g) 在机组频率、电压达并网允许时投入同步表并网。 h) 查发电机出口开关确已合上，退出同步表。 i) 增加有功功率、无功功率至预设值。 j) 开机完成。 1．2停机操作
在接到调度命令或因其也原因我站需停机同时征得调度许可时，我机组可停机解列。
停机解列后的状态分为机组热备用状态和冷备用状态。
停机操作与开机一样也有三种方式：即为可通过上位机发停机令或在现地LCU屏液晶触摸屏上发停机令，还可以在现地纯手动一步步停机。 1．2．1上位机发停机令
LCU屏“现地/远控”为远控，值班员将机组有功、无功负荷降为0后，由值班长在上位机发停机令，机组将按PLC设定的程序自动停机，在停机过程中，值班员应认真监视设备的动作情况，遇到异常情况及时解决并做好记录。 1．2．2现地LCU屏液晶触摸屏发停机令
LCU屏“现地/远控”为远控或现地时均可以为我站机组作停机操作，操作方法与上位机相同，只是在LCU屏的液晶触摸屏上操作。 1．1．3现地纯手动停机
值班员在操作票的指引下现地操作每个机电设备，主要分为以下几个骤： a) 将有功、无功降为0
b) 分发电机出口开关，查确已分闸。 c) 灭磁，分灭磁开关。
d) 在调速器面板上关导叶至全关，观察导叶关闭过程，并查确已全关。 e) 在转速降至30%额定转速时，投入制动器。 f) 在机组完全停下后，复归制动器。 g) 关闭冷却水。
h) 关闭主阀，观察主阀关闭过程，查确已全关。 i) 停机完成。
2．机组日常运行监视
a) 值班人员应严密监视机组定子电压、电流；转子电压、电流等，在运行中这些参数不得超于额定值。机组功率不得逆向，功率因数不得进相，保护装置运行正常。
b) 严密监视机组瓦温，轴承油位，冷却水，定期测量机组振动情况。 c) 检查继电保护装置的动作与报警信息。 d) 监视大坝的水位情况，水位不得过低。
e) 监视调速器油压装置的油压、油位，油气比例。油压装置无漏油，油泵
电机运行和动作间隔正常。
f) 监视低压气的压力值，在压力低于低限或高于上限时要检查低压气机和压力传感器的动作情况，
g) 检查低压气机机油位，定时对低压气机的气水分离器作排污清理。 h) 冷却水进、出水口压力满足要求，不得过大或过小。过大时应检查减压阀的动作情况，过小时应检查滤水器是否有堵塞。
i) 监视主阀及其附属设施的工作情况，不得有漏水和其他异常声响,主阀工作电源正常.
j) 检查主阀阀前钢管水压力、阀后蜗壳水压力的变化情况
k) 监视集水井水位，在水位高于上限或低于下限时应检查排水泵和浮球（或水位继电器）的动作情况。
l) 定期检查电压，电流互感器的油位，油色及绝缘情况。
m) 在升压站中应观察主变油位、油色、各绝缘体的绝缘情况，严格来讲一于应至少检查升压站三次，其中至少有一次是晚上期间关灯检查，以发现绝缘子是否发生闪烙等各种缺陷情况。
3．防洪渡汛
a) 在汛前必须坚守工作岗位，坚持24小时值班，按规定做好电话记录，按
时收听和记录天气预报。当气象部门发出台风或暴雨警报时，应及时向公司负责人上报。
b) 在汛前必须安全大检查，落实“安全第一、常备不懈，以防为主、全力
抢险”防汛方针，确保安全渡汛。
c) 在汛前必须切实对水工建筑物检查处理，保证排水泄洪设施的畅通，启
闭机动作灵活。
d) 对需抽水的地方应加强对抽水设备的检查，保证汛期能及时排水，防汛
设备及材料（闸门、闸板、麻袋、粘土等）必须完好充足。
e) 汛前对输电线路进行较全面的安全大检查，对线路走廊必须设有足够的
安全距离，同时对溪边的杆、拉线应认真检查加固，防止因台风、暴雨造成倒杆断线事故。 4．消防应急规程
4．1防火安全与防汛安全同样是安全生产的重要组成部分，为了预防火灾，减少和降低火灾带来的损失，根据国家安全消防的有关法律法规，
贯彻“预防为主、防消结合”的方针，坚持“谁主管、谁负责”的消防原则，树立以人为本全面协调发展的理念特制定消防应急预案。
4．2当值班人员发现火灾时，应立即向值长汇报情况，值长马上断开有关设备的电源并立即向厂长汇报，厂长向分管领导汇报及通知相关人员赶到现场，根据火灾等级轻重有否必要报火警119，所有相关人员接到通知后必须在立即赶往厂房，由厂长组织灭火。
a)
加强设备巡视检查，电气的绝缘应良好，接头及保护装置和防雷
设施是否良好。
b) c) d) e) f)
厂房无漏水、无小动物进入变、配电室、无可燃杂物。 用电设备无漏电、受潮、腐蚀、线路无破损。
设备操作时应严格按《电业安全规程》进行操作，杜绝违章操作。 保持与带电设备的安全距离。
厂区内用火严格按《动火申请联系单》执行。
4．3根据防火及扑救知识当发生火灾时，应准确判断火灾是初级、中级还是高级快速切断有关设备的电源，正确使用相应的灭火器材，采取相应的灭火步骤，防止火灾事故的漫延与扩大，把损失降低在最低程度并确保人身安全。
4．3．1主变室主变着火：断发机组出口开关、断厂变开关、断主变开关，如是初级火灾当值迅速组织值班人员灭火。使用推车式干粉灭火器、MT3型手提式二氧化碳灭火器、4公斤ABC干粉灭火器，如火势较大并有变压器油渗出及时把事故油池油阀打开，启动消防泵使用消火栓并快速向119报警。
4．3．2 6KV高压室着火：断主变开关。如火势在初级当值人员使用推车式干粉灭火器、MT3型手提式二氧化碳灭火器、4公斤ABC干粉灭火器进行灭火，火势较大时启动消防泵使用消火栓并快速向119报警。
4．3．3 低压配电室着火时，断厂用变开关。如火势在初级当值人员使用推车式干粉灭火器、MT3型手提式二氧化碳灭火器、4公斤ABC干粉灭火器进行灭火，火势较大时启动消防泵使用消火栓并快速向119报警。
4．3．4 发电机着火时断发电机出口开关，并关稀油站油路闸阀。如火势在初级当值人员使用推车式干粉灭火器、MT3型手提式二氧化碳灭火器、4公斤ABC干粉灭火器进行灭火，火势较大时启动消防泵使用消火栓并快速向119报警。
4．3．4 中控室着火时，断蓄电直流电流。如火势在初级当值人员使用推车式干粉灭火器、MT3型手提式二氧化碳灭火器、4公斤ABC干粉灭火器，火势较
大时启动消防泵使用消火栓并快速向119报警。
4．3．5 照明部分着火时切断该路电源开关，使用推车式干粉灭火器、MT3型手提式二氧化碳灭火器、4公斤ABC干粉灭火器。
4．3．6 如遇大面积火灾时，值长应迅速切断所有电源开关，并关闭防火门，组织厂房所有人员迅速撤离到安全区域并迅速报119报警及时向公司领导汇报，做好119消防车到来的接应工作。
开停机流程
1．开机流程
停机状态 中控或现地发开机令 同期投入 机组事故 机组无事故 调整频率、电压 机组停机 开启主阀 查主阀全开 开冷却水 冷却水压正常 导叶开至空载 转速达95% 合灭磁开关 灭磁开关合位 起励建压 电压达85% 合断路器 断路器合位 并网状态 增加负荷 并网带负荷状态
2．停机流程 并网带负荷状态 卸负荷 负荷<3%且不进相 中控或现地发停机令 分断路器 断路器分位 空载状态 励磁停机令 灭磁成功 调速器停机令 导叶全关 转速降至30% 投入制动器 转速降至5% 延迟2分钟，复归制动器 切除冷却水 停机状态
附主接线图
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