运规(201609修订)

1、峡口水电站水轮发电机组运行规程 Q/NZXK-04-01-2006E峡口水电站水轮发电机组运行规程1 主题内容和适用范围章标题置于编号之后空两个空格距离，黑体五号字加粗 与其后的条文分行1.1本规程规定了峡口水电站发电机及其辅助设备的运行、操作及事故处理。1.2条编号用黑体五号字，与条标题之间空两个空格距离本规程适用于峡口水电站发电机的运行管理，也可供维护人员参考。没有列项的条标题用宋体五号字2 引用标准及参考资料水轮发电机运行规程 中华人民共和国电力行业标准 DL/T-2001电业安全工作规程汇编 中国电力出版社水轮发电机运行规程中华人民共和国国家经济贸易委员会DL/T 751-2001电业

2、生产事故调查规程 中华人民共和国电力工业部SF15-16/3900水轮发电机产品说明书编号：S423-00SM 四川东风电机厂无需识别，没有顺序之分的列项，内容左起顶格，每一项前加圆点，字体用宋体五号字。3定义和术语3.1 术语3.1.1 开关合上、断开3.1.2 刀闸推上、拉开3.1.3 保险装上、 取下3.1.4 阀门全开、全关3.1.5连片投入、退出3.2 定义3.2.1 运行指发电机已进入运转状态，包括空转、空载或并网以及开停机等顺控流程启动后的中间状态。3.2.2 备用指发电机一经操作即可投入运行的状态。同一层次中有两个以上（含两个）的条时才可以设条，段的条文应左起所经两个字符，换行

3、时顶格排3.2.3 发电机停机状态导叶全关、机组转速为零、发电机出口断路器断开、接力器自动锁锭已投入时机组状态。3.2.4 发电机空转状态机组转速>95%额定转速、发电机出口断路器断开、励磁未投入时状态。3.2.5 发电机空载状态机组转速>95%额定转速、机端电压>10 KV、发电机出口断路器断开时状态。3.2.6 发电机并网状态机组转速>95%额定转速、机端电压>10.5 KV、发电机出口断路器合上时状态。3.2.7 中间状态机组开停机过程中所处的状态。4 设备概述及运行规定4.1 设备概述有列项的标题用黑体五号字第一层的条标题与其后的条文分行4.1.1 编号用

4、黑体五号字，与标题之间空两个空格距离，编号左起顶格排。峡口水电站共有3台水轮发电机组，其中峡一号机组、峡二号机组机组（以下简称“大机组”）由四川东风电机厂生产，大机组为立轴悬式结构；额定容量18.75MVA。4.1.2 大机组发电机定子绕组为圈式叠绕组。其中定子槽数198槽，每个槽内布置两根线棒；定子线棒、铁芯均采用密闭自循环通风冷却方式。没有列项的条标题用宋体五号字4.1.3 大机组发电机转子有8对磁极；每个磁极上有阻尼绕组，每个磁极上有阻尼，绕组均采用风冷方式。4.1.4 大机组转子滑环正负极各有10个刷握，每个刷握上布置1个碳刷；滑环表面设计有螺旋型沟槽，以便于碳粉收集。4.1.5 大机

5、组通过计算机监控系统组成两地控制，即现地机组自动监控和控制室的计算机监控。开机和停机具有两种控制方式，即现地控制方式和上级控制方式，其现地控制时将操作权限切换开关切“现地”，计算机控制时将操作权限切换开关切“上级”位置。4.1.6 大机组发电机具有上、下两个导轴承，分别在上、下机架中心体内；上导轴承采用分块稀油自循环方式，上导轴承共8块上导瓦，1组冷却器，下导轴承共8块下导瓦，1组冷却器。4.1.7 大机组发电机推力轴承在上机架中心体内，有8块弹性金属塑料瓦，与上导瓦共用一组油冷却装置。4.1.8大机组发电机油冷却器为内置式，由若干根铜管组成，冷却水工作压力为0.150.25MPa，冷却器上装

6、有分油板和挡油板，可强迫热油冷却后才进入轴瓦。4.1.9 大机组发电机制动风闸采用气压复位制动器，制动风闸每1个一组，共4组4个。机组正常停机时，采用机械制动，机械制动在20%ne时自动投入。4.1.11 大机组风洞内设有8个空冷器，风循环采用密闭自循环方式。4.1.12 大机组消防系统由烟雾传感器、温度传感器、水喷头等组成，用于发电机着火时灭火，采用手动连接消防水带、开启消防水阀门方式灭火。4.1.13 大机组发电机中性点经避雷器接地。4.1.14发电洞进水口布置有1道平面事故检修闸门，工作闸门处孔口尺寸4.5m×4.5m（宽高），底槛高程235. 0m，设计水头29.88 m。闸

7、门为整体焊接结构单重为24 t，闸门运行方式为动闭静启，平压方式为平压阀充水平压。4.1.15 进水口上游侧布置有一道拦污栅。拦污栅为斜面式拦污栅，孔口尺寸8.5 m×9.5 m（宽高），倾角80度,拦污栅门重26.6t. 底槛高程235. 0m，拦污栅分为三节，节间销轴联接，拦污栅经吊杆连接锁锭于254. 50m平台。4.1.16 大机组尾水平台布置一道检修闸门，尾水闸门孔口尺寸4.7m×2.36m（宽高），底槛高程186. 20m，设计水头13.30 m。闸门运行方式为动闭静启，闸门顶部设有充水平压阀，平时锁锭于194. 20m尾水检修平台，门重7.6t。4.1.17水

8、轮机组成包括：引水部件、导水机构、转轮和尾水管四个部分。4.1.18主轴工作密封为轴向端面密封,采用水润滑和冷却,主水源来自电站厂内机组技术供水系统，备用水源取自机组消防供水管。4.1.19机组技术供水系统采用单机单元自流供水方式。系统按一台机组用水总量160m3/h设计。4.1.20机组技术供水系统的供水对象主要有：发电机上导轴承、发电机下导轴承、水导轴承、以及发电机空冷器。4.1.21机组的上导轴承、发电机空冷器、下导轴承、水导轴承冷却器的供、排水设一套供水总管和一套排水总管。4.2 运行规定4.2.1 各部轴承温度的规定序号轴承部位机组轴承温度（摄氏度）备 注报 警停 机1推力轴承铂热电

9、阻温度计2上导轴承铂热电阻温度计3下导轴承铂热电阻温度计4水导轴承铂热电阻温度计4.2.2 各部轴承油温的规定序号轴承部位机组轴承温度（摄氏度）备 注报 警停 机1推力轴承铂热电阻温度计2上导轴承铂热电阻温度计3下导轴承铂热电阻温度计4水导轴承铂热电阻温度计4.2.3 机组各部温度的规定序号部 位温升 （K）最高温度 （摄氏度）备 注1定子线圈90130铂热电阻温度计2定子铁芯80120铂热电阻温度计3冷 风40铂热电阻温度计4热 风70铂热电阻温度计4.2.4 机组各部振动、摆度规定部 位径向轴向备注上导摆度0.15mm下导摆度0.15mm水导摆度0.30mm定子机架振动0.05mm0.03

10、mm4.2.5 发电机各部运行油槽运行、静油位规定部位高高限高限低限低低限油槽零位标定点备注上导油槽50mm40mm-30mm-40mm上导瓦支柱螺栓中心处发电机各处油槽油位越高限/高高限/低限、越低低限均报警下导油槽50mm40mm-30mm-40mm下导瓦支柱螺栓中心处水导油槽4.2.6 机组及辅助设备各部压力规定名 称范 围备 注调速器压油槽油压3.8-4.0MPa自动泵启动油压3.8MPa备用泵启动油压3.68MPa事故低油压3.5MPa主阀蓄能器工作油压14.5-17MPa制动和复位气压0.5-0.7MPa顶转子工作油压7.0MPa冷却总水压0.15-0.3MPa推力、上导冷却器水压

11、0.15-0.2MPa用水量：8 m3/h下导冷却器水压0.15-0.25MPa用水量：4 m3/h水导冷却器水压0.15-0.3MPa用水量：2 m3/h轴封水压0.05-0.2MPa空气围带不工作时，内圆与主轴的单边间隙2消防水压0.15-0.3MPa空冷器水压0.15-0.3MPa用水量：141 m3/h4.2.7 机组转速装置整定值的规定名 称机组原转速相应机组额定转速%额定转速375r/min100% Ne飞逸转速682r/min182% Ne调保计算机组转速允许最大上升值562.5r/min150% Ne机组过速停机转速431.25r/min115% Ne过速关主阀转速562.5r

12、/min150% Ne停机加闸转速74.8 r/min20% Ne4.2.8 机组设备动作时间参数名 称时 间确保计算紧急关闭导水叶（全开至全关）9s自动开机时限（转速由零至额定）20-30s机组20%N加闸至全停时间自动开启主阀(包括旁通阀全关)120s自动关闭主阀(包括旁通阀全关)100s开停机未完成41SJ整定值210s4.2.9 发电机温度规定的说明：定子线圈温度在冷却进风温度为40摄氏度时，最高温度不得超过130摄氏度。其它进风温度下，最高温升不得超过90K。定子铁芯温度在冷却进风温度为40摄氏度时，允许最高温度为120摄氏度。冷却进风温度在35摄氏度以下时，最高温升不得超过80K。

13、发电机额定进风（冷风）温度为40摄氏度，低进风温度以空气冷却器不凝结水珠为准。发电机最高进风（冷风）温度不允许超过55。发电机进、出风（冷风、热风）温差不应超过30，当进出口温度在额定允许范围内，可根据冷却器凝结水珠情况调节冷风温度减少凝结水。4.2.10 绝缘电阻值规定有列项的标题用黑体五号字定子绝缘用2500V兆欧表测量，结果换算到75时绝缘电阻为：R755MG.定子绝缘电阻值不低于以前相同测量条件下测量结果的1/3.吸收比R60"/R15"1.6.缘电阻换算系数如下表：温度差（）5101520253035换算系数1.21.51.82.32.83.44.1例如：20摄氏

14、度测量绝缘电阻R60450M，换算到25摄氏度时应为：4501.2375M。发电机转子绝缘用1000V兆欧表摇测，绝缘值不得小于0.5M.机组备用超过15天必须测量发电机定、转子绝缘电阻.机组检修退出备用前、检修后恢复备用时应测量发电机定子、转子的绝缘电阻。缘电阻不合格时禁止开机。特殊情况下，经分管生产领导或总工程师批准后方可开机。不需要识别的列项，内容左起顶格，每一项前加圆点，字体用宋体五号字。4.2.11 发电机电气量允许变化范围4.2.11.1 定子电流的允许变化范围当发电机进风温度高于40时，定子电流的允许值应按下述原则确定：发电机进风温度（）进风温度每升高1定子电流较额定值降低404

15、51.5%45502.0%50553.0%当发电机进风温度低于40时，温度每降低1，定子电流允许升高0.5% Ie，此时转子电流允许有相应的增加。发电机带额定负荷连续运行时，持续允许的不平衡电流值为任意两相电流之差不得超过额定值的20%（峡一号机组（峡二号机组）：206.2A； 峡三号机组：22A），同时每相电流不得超过额定值。事故情况下，允许发电机短时间过负荷，可按下表原则执行：负荷电流/额定电流（倍）定子电流（A）允许持续时间（分钟）峡一号机组（峡二号机组）峡三号机组1.11134.1121601.121154.72123.2301.151185.65126.5151.251288.751

16、37.551.51546.516524.2.11.2 电压、频率、功率因数的允许变化范围发电机的运行电压在额定值的±5%以内变化，当功率因数为额定值时，发电机的额定容量不变。发电机的最高运行电压不得超过额定值的110%。（11.55KV）发电机的最低运行电压不得低于额定值的90%。（9.45KV）发电机的运行电压变化时，其转子电流不得超过额定值。发电机周波变动的范围不超过50±0.5Hz时，可按额定容量运行。发电机的功率因数变化时定子和转子电流不应超过允许值。发电机一般不作进相运行，特殊情况时可允许短时间功率因数在进相0.8-1的范围内运行。额定有功运行时，一般无功进相不超

17、过2KVar，最大进相无功不得超过5KVar。4.2.12 机组正常运行水头范围52.571m。当在此水头范围内机组可超出额定容量运行时，超发负荷应不超过额定容量的5%，若需加大超发量，应汇报主管生产领导，并加强监视，遇到异常情况（如机组振动、摆度、温度超过允许值）时，必须立即处理或停机。4.2.13 当机组运行中，机组振动或摆度超过允许值时，值班人员应立即调整运行各机组运行工况以减小振动，加强监视并做好详细记录；如调整无效则应向调度申请停机。4.2.14 机组处于备用状态时，正常开、停机以上级监控操作为主，现地操作为辅。一般情况下，应选择中控室计算机监控方式进行机组的启、停操作，如有特殊需要

18、选用现地控制方式操作完毕后，应将切换开关切置于“上级” 位置。4.2.15 机组正常并网以自动准同期为主；特殊情况下允许采用手动准同期。4.2.16运行值班人员应注意监视发电机的各种表计变化,检查AGC/AVC运行情况，当AGC/AVC退出时，应及时调整电压, 合理分配机组负荷,避免机组在振动区运行。带厂用电机组停机前应考虑倒换厂用电方式。4.2.17进入风洞时，应戴好安全帽，防止将工具及其它用品遗留在风洞内。4.2.18机组检修后必须完成下列工作才能开机：1）收回并注销工作票,拆除检修中安全措施。2）测量发电机定转子、励磁变绝缘电阻合格。3）发变组出口开关，灭磁开关做跳、合闸试验正常，在做跳

19、合闸试验前，应检查发电机出口刀闸在拉开位置。4.2.19水头变化较大时，应检查机组运行工况，发现异常及时调整出力，采取相应措施消除异常。4.2.20机组的开机、停机，尾水门、进口工作门以及拦污栅的起落操作，必须经值班值长允许。4.2.21操作、巡回检查、检修交待、定期工作、事故处理以及工作票的开工、结束等工作完成后，必须向发令人(负责人)汇报。4.2.22 机组检修后恢复（备用）前，检修工作必须全部结束，且质量符合有关规程要求，工作票全部收回并已终结，进水口闸门及尾水闸门应全开。4.2.23设备经过检修，运行值班人员应进行检查，并会同检修人员进行必要的起停操作试验，检修工作负责人应进行详细检修

20、交待。4.2.24 调速器系统经排油检修后 ，开启主阀之前应做全行程开关试验，排除调速系统内的空气。4.2.25 大修后投入运行的机组、,停机时间超过24小时;运转三个月后,停机时间超过72小时;运转一年后,停机时间超过240小时;开机前必须顶转子。4.2.26 新投入运行及大修后的机组，首次开机前，除应进行顶转子操作外，还应开机空转5分钟，以观察瓦温上升情况。4.2.27 供水系统检修后，必须做通水试验，各冷却器管路、阀门及法兰联接处应无渗水、漏水。4.2.28 机组风闸制动系统检修后，开机前必须做加闸试验，要求风闸动作灵活，高度一致。4.2.29 机组LCU故障检修后，开机前应做自动开机、

21、停机、事故停机等动作试验，要求动作程序正常（试验时，蜗壳应无水压）4.2.30 机组油槽油温低于 5 时，必须经总工程师或公司领导批准才能开机。但在开机前不得投入冷却水，待运行2-3分钟后再投入冷却水，且开机过程中应设专人监视各部轴承温度。待启动后保持50%额定转速运行5-10分钟，检查运行情况，有无不正常的噪音，摩擦撞击及震动等现象，如无上述现象就可逐渐将转速增加到额定数值。4.2.31 机组在正常开机或停机时，在低转速（20%Ne）下运行时间不得超过 5 分钟。4.2.32 机组事故停机中，导水叶全关，转速不能下降到加闸转速，应立即关闭主阀。4.2.33 确认机组因保护误动作或人为误碰引起

22、事故停机，应立即复归事故继电器及停机继电器，开机空转运行。4.2.34 机组继电保护，自动装置及仪表整定值，调速器各种参数整定值，值班人员不得任意变更。4.2.35 事故停机后，故障、事故信号未经值长允许不得复归，在未查出事故停机原因和消除缺陷前，不允许擅自开机。4.2.36 闸门启闭操作顺序为：先开尾水门，后开进水口工作门；先关进水口工作门，后关尾水门。4.2.37 机组技术供水中断，若短时不能恢复且机组温度上升，则应做好停机准备。4.2.38 备用机组有关规定备用机组应视为运行设备，应进行正常的巡回检查。未经值班值长许可，不得在备用机组上进行影响备用的工作。4.2.39 正常情况下，应以自

23、动方式开停机为主，若遇下列情况之一者，可采用手动方式开停机自动开机失灵。检修后第一次启动机组。有目的的培训。4.2.39 大机组机组自动屏“事故停机”、 “紧急事故停机”、 “事故复归”、 紧急复归”按钮的使用规定“事故停机” 按钮：出现停机事故（包括机械和电气），而未引起保护动作事故停机时，按此按钮，完成事故停机。“紧急事故停机” 按钮：出现停机关蝶阀事故，而未引起保护动作事故停机关蝶阀时，按此按钮，完成事故停机关蝶阀。“事故复归” 按钮：机械事故或故障消除后，按此按钮，复归监控程序中事故或故障回路和机组自动屏上的“事故”或“故障”指示灯；电气事故消除后，按此按钮，配合电气保护装置复归监控程

24、序中事故回路和机组自动屏上的“事故”指示灯。“紧急复归” 按钮：出现停机事故，处理完后，按此按钮，复归调速器的紧急停机电磁阀，为下次自动开机作准备。4.2.40 发生下列情况之一可执行手动紧急停机操作机组过速115%ne以上,导叶没有关回，机组转速继续上升。发电机内发出特大持续异常声音。机组振动摆度增大,超过测试装置整定值以上并继续恶化时。机组各轴瓦温度迅速上升超过报警值，且有继续上升趋势，保护未动时。事故停机剪断销剪断时。因漏水量过大，并已无法控制，危及水导轴承。压油罐油压下降到事故低油压时,而且继续下降时。其它严重危及人身设备安全时。4.2.41 开启主阀之前应具备以下条件压油装置恢复正常

25、运行，调速系统恢复正常油压。导水叶全关，接力器锁锭已投入。尾水闸门已提升至全开。4.2.42进行下列工作必须关闭主阀、落下尾水门需打开水轮机各人孔门，开启蜗壳，尾水排水阀。导叶接力器撤压排油。空气围带、大轴补气装置检修。蜗壳、尾水管排水阀检修。水轮机过流部件检查、检修。4.2.43 机组若有下列情况之一者，应禁止开机进水口闸门、主阀、尾水闸门任一未全开（事故处理或试验时，自动开机，主阀可在全关位置）。机组任一油槽的油面或油质不合格。供水系统不能正常供给冷却水。压油装置不能维持正常油压。调速系统存在严重缺陷，调速器自动调节失灵而手动又不能控制时。风闸系统自动或手动均不能加闸时，或气压低于 0.5

26、 Mpa。水力机械主要保护或发电机主保护不能投入运行时。4.2.44 备用机组应具备的条件及注意事项备用机组处于随时可开机状态。进水口闸门及尾水闸门、主阀应全开，事故处理或试验时自动开机，主阀可处在全关位置。备用机组与运行机组一样，按“运行机组巡回检查项目”，进行定期巡回检查，发现异常情况，应做好详细记录。备用机组按规程规定的时间，定期开机空转5分钟或顶转子操作。备用机组不得随意进行影响机组启动的检修、试验工作。若必须进行检修、试验工作，则在工作前必须经值长申请，且调度同意，方可退出备用。在进行工作前，应做好有关安全措施。未经允许（下令），备用机组不得任意启动。4.2.44 机组开停机有关规定

27、机组运行水头的范围是52.5 m71m,不允许超过此范围开机运行。机组的启停操作、负荷调整以监控系统操作员站为主，在监控系统操作员站退出运行时可在现地 (LCU)操作。在自动开、停机过程中，若自动装置不良可手动帮助。空气围带投入前，运行人员必须检查机组全停；机组开机前必须检查空气围带确已撤除。事故停机后，未查明原因和排除故障前不准再次开机(经总工或主管生产领导允许者例外)，事故信号未经值班负责人许可，不得随意复归。4.2.45 运行中机组的有关规定和注意事项机组尽可能避免在低负荷振动区域内运行，当机组在某一负荷运行，其振动或摆度接近允许值，应报告值长，调整机组运行工况，使机组避开振动或摆度严重

28、的区域运行。机组运行工况变化后应注意监视、调整主轴密封水压，若发现密封甩水较大，顶盖排水不畅，则应立即查明原因，可适当调整机组出力，必要时需停机，投空气围带止水。水导轴承瓦温异常升高或下降，应立即分析原因，并向值班负责人报告。若水导瓦温超过报警值，应立即报告主管生产领导和地调，作好停机准备，有个别温度测点误差大，显示值明显过大或摆动大，应联系维护人员将该测点暂时退出，汇报待处理。处理完毕再次投入时必需先退出温度保护，显示正常后再恢复温度保护。正常运行中，当机组某轴承或油温较正常值异常升高2-3，定子铁芯线圈温度异常升高4-5，应查明原因及时处理，并加强监视。当机组发生强烈冲击后，应监视各表计，

29、测量机组摆度，检查机组各部无异常变化。确认滤水器自动运行状况良好，当滤水器不能自动运行时，应定时进行手动冲洗。发现设备缺陷应及时做好详细记录，并报告值长。运行中的设备巡回检查次数，每班不少于三次，当设备运行发生异常时，应增加巡回检查次数。4.2.46 遇下列情况之一，机组启动前必须顶转子机组停运超过10天。推力油槽排油检修后。机组大修或小修后。4.2.47 事故停机后的重点检查项目齿盘测速装置和机械过速保护装置有无变位，油系统有无漏油。三部轴承油位是否正常，机组无漏油现象，轴瓦温度有无较大变化。大轴、调速器的机械联接件、基础件有无变形、裂纹，是否有焊缝裂开，螺丝松动现象。剪断销有无破断。励磁滑

30、环有无损坏。风闸及制动闸板磨损情况，风闸有无卡涩现象等。事故停机(特别是过速停机)后开机时要特别注意机组摆度、瓦温的情况。4.2.48 发电机消防系统运行规定机组运行、备用时消防系统机组消防水泵进水阀201、消防水泵滤水器排污阀204与峡一号机组（峡二号机组）消防环管供水阀206（207）均为全关。机组消防水泵滤水器出水阀203与消防环管供水阀207（206）未使用消防带连接。紧急情况下若确认发电机着火，使用消防带将机组消防水泵滤水器出水阀204（203）与消防环管供水阀207（206）连接，先开消防环管供水阀207（206），再开启机组消防供水阀204（203）进行灭火。4.2.49 发电机

31、制动风闸运行规定机组测温制动屏内各阀门位置应正确；X501、X502、X504、X506、X508阀应全开，X503、X505、X507、X509阀应全关。停机前应检查机组制动气系统压力正常。如果在停机过程中制动风闸未自动投入，立即手动投入风闸，若制动风闸投不上，则应按手动开机流程将机组重新开启，并通知检修人员迅速处理；禁止机组在停机状态下发生蠕动。4.2.50 正常运行情况下发电机所有空冷器均应投入运行，如果机组运行中一个或两个空冷器故障退出运行，机组仍可正常运行，此时加强对冷却水流量、水压、冷/热风温度、定子铁芯温度等的监视。4.3 定期工作4.3.1 定期工作必须经当值值长同意，至少有两

32、人及以上并按照作业指导书（卡）要求进行工作，工作做完后应向值长汇报定做情况，如在工作过程中发生故障时应立即停止，并向值长反映。4.3.2 定期工作所使用的工具应在使用前做认真细致的检查，正常后方能使用。4.3.3 定期工作做完后必须详细登记并经当值值长审阅签名。4.3.4 在运行的设备上进行定期工作时,应考虑设备的运行方式及对其它设备的影响，试验工作结束后及时恢复并全面检查。4.3.5 设备定期试验、轮换、维护工作规定序号工 作 内 容定 做 时 间1机组摆度测量（大机组水导处）缝5，缝10（大机组开机时）2擦拭励磁机滑环不定期3测量三导油位缝5，缝104低压机排污缝15，缝305高压机排污缝

33、15，缝306风洞检查缝5，缝107高压设备熄灯检查每周一夜班8地调周报表每周五白班9地调月报表每月1号白班10励磁可控硅整流柜系数运行工况监测大机组开机时每班次测算填表一次11大机组励磁调节器定期轮换每月1号白班12厂、坝用电变压器轮换双月1号白班13大机组顶转子连续停机十天一次14机组定、转子绝缘测量机组备用十五天测量定、转子绝缘并记录5运行维护及操作5.1 水轮发电机组的检查项目5.1.1 机旁测温制动屏检查项目加闸用风的风压指示在0.60.7Mpa。制动系统各阀门位置正确（处于自动加闸位置），各阀门接头、电磁阀无漏气现象。大机组风闸系统处于“自动”加闸位置时，对应阀门位置a)全开阀门：

34、X501 X502 X504 X506 X508 X510b)全关阀门：X503 X505 X507 X509测温盘各温度表计显示正常，故障、事故温度整定值正确。巡测仪显示正常，所测各点温度正常。各自动装置工作正常。5.1.2 大机组自动屏检查项目各指示灯指示正常，无事故、故障信号指示。各开关位置正确。机组LCU工作正常。各开入、开出继电器工作正常，无过热现象。各回路电源保险无熔断现象。5.1.3 发电机部分检查项目滑环无剧烈火花，碳刷软铜线完好，碳刷无卡死和跳动现象。大机组各空冷器和管路、接头、阀门不漏水，冷风温度均匀，冷热风温差正常，冷却器无凝露，冷却水压正常；各空冷器阀门位置：X220X

35、235十六个阀门全开或适当开启。大机组推力轴承、下导轴承、油槽、油面、油色合格无漏油、甩油现象，冷却水压正常，水流畅通，阀门位置正确。a)油槽阀门位置：X116 X117 X119 X120阀全关。b)推力、下导冷却水阀门位置：X212 X213 X214 X215阀全开或适当开启。上、下风洞无异音、异味，无杂物。消防水系统水压正常，各阀门位置正常，不漏水。5.1.4 水轮机部分检查项目供水系统各阀门位置正确，电动阀门工作正常，各压力指示正常，滤水器内无杂音，滤水器进出水压差不超过0.05MPa，滤水器控制箱指示灯指示位置正确，滤水器控制箱电源稳压器指示灯亮。水轮机运转声音正常，无异常振动，各

36、表计指示正常。大机组轴封水压正常，轴封装置和导叶轴套，真空破坏阀漏水不应过大，顶盖排水畅通。大机组水导轴承摆度、温度正常，油位观察孔可见正常甩油，冷却水压正常。剪断销无剪断，紧急真空破坏阀动作正常。渗漏水泵自动运行正常，运行中无异音，无剧烈振动，停止后不倒转。大机组蜗壳、顶盖压力、紧急真空指示正常。大机组漏油泵处于“自动”位置，运行正常。大机组接力器无异常抽动现象，接力器锁锭在拔出位置。机组油、水、风系统管路接头，阀门无漏油、漏水、漏气等现象。尾水管和伸缩节无剧烈振动，伸缩节漏水不应过大。尾水管及蜗壳进入孔不漏水。5.2 运行操作5.2.1 机组机组正常启动、停机的控制方式a) 机组通过计算机

37、监控系统组成两地控制，即现地机组自动监控和控制室的计算机监控。开机和停机具有两种控制方式，即现地控制方式和上级控制方式，其现地控制时将操作权限切换开关切“现地”，计算机控制时将操作权限切换开关切“上级”位置。b) 机组处于备用状态时，正常开、停机以上级监控操作为主，现地操作为辅。一般情况下，应选择中控室计算机监控方式进行机组的启、停操作，如有特殊需要选用现地控制方式操作完毕后，应将切换开关切置于“上级” 位置。5.2.2 机组并列的同期方式5.2.2.1 大机组采用的同期方式有自动准同期和手动准同期两种（两种方式都经同步检查进行闭锁），其自动准同期分为：现地自动准同期和上级自动准同期两种方式，

38、手动准同期为现地方式，正常情况下应采用自动准同期方式。5.2.2.2 准同期并列的条件相位、相序相同。 频率相等。 电压相等（允许误差±10）。5.2.2.3 自动准同期并列时的注意事项1）自动准同期装置投入时注意检查装置面板上的“投运指示”灯亮。2）注意观察待并机组电压、频率自动调整的情况。3）如果频差、压差合格指示灯亮，在长列灯全灭时，表示相位重合，此时合闸指示灯被点亮，发电机断路器自动合闸、机组并网。4）如果系统电压较低或频率波动较大时，装置有可能因调整时间较长而自动关闭，可将面板上电源开关切投一次，必要时可手动帮助调整，加快并网时间。5）若因装置有明显故障且不能消除时应停用，

39、可改为手动准同期并列。5.2.2.4 手动准同期并列时的注意事项1）手动准同期并系统必须由有经验的主值班员操作，值长监护。2）整步表旋转一周，应检查整步表无故障。3）当整步表指针旋转过快、跳动或指针停在一点不动、整步表指示位置在整定角度以外或超过同期点时，不准并列。4）当手握断路器操作把手时，不得再调整频率、电压。5）由于各种断路器的合闸时间不同，手动准同期并列操作时应根据不同的合闸时间与整步表指针旋转的快慢进行比较，选择适当的同期点提前角度。5.2.2.5 我厂采用DZZB4型微机自动准同期装置，共有三套，均安装在峡一号机组、峡二号机组机组监控屏和峡三号机组监控保护屏上，供峡11、峡21、峡

40、31开关同期之用，每套均独立工作。5.2.2.6 我厂设有手动准同期设备三套，均安装在峡一号机组、峡二号机组机组监控屏上及公用设备监控屏上，供峡11、峡21、峡51开关手动同期之用,每套均独立工作。5.2.2.7 同期装置新投入或检修后第一次使用，必须试验一次。5.2.3 机组并列的操作方法5.2.3.1 大机组采用上级自动准同期方式并列时，应具备以下操作条件1）机组操作权限切换开关SAH在“上级”位置。2）机组同期切换开关SAH在“上级”位置。3）机组同期转换开关STK在“退出”位置。4）机组同期开关SAS在“退出”位置。5）同步检查解除开关QK在“退出”位置。6）机组处于备用状态，开机准备

41、灯亮。7）若采用微机投同期方式并列时，机组必须处于空载状态。5.2.3.2 大机组采用现地自动准同期方式并列时，应按以下步骤操作1）检查峡一号机组（峡二号机组）机组已处于空载运行状态。2）检查峡一号机组（峡二号机组）同步检查解除开关QK在“退出”位置。3）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期切换开关SAH切在“现地”位置。4）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期转换开关STK切在“自准”位置。5）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期开关SAS切至“投入”位置。6）监视自动准同期装置自动调整机组电压、频率的动作情况。7）监视峡一号机组（峡二号机组）机组断路器（峡11）峡21开关自动合闸、机组并网正常。

42、8）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期转换开关STK切至“退出”位置。9）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期开关SAS切至“退出”位置。10）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期切换开关SAH切至“上级”位置。5.2.3.3 大机组采用现地手动准同期方式并列时，应按以下步骤操作1）检查峡一号机组（峡二号机组）机组已处于空载运行状态；2）检查峡一号机组（峡二号机组）同步检查解除开关QK在“退出”位置；3）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期切换开关SAH切至“现地”位置；4）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期转换开关STK切至“手准”位置；5）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期开关SAS切至“投入”

43、位置；6）手动调整峡一号机组（峡二号机组）机组频率、电压与系统相同，观察整步表旋转缓慢均匀；7）待整步表指针旋转接近至同期点时，扭机组断路器操作开关SAC至“合闸” 位, 监视峡11（峡21）开关合闸、位置指示红灯亮，机组并网正常；8）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期转换开关STK切至“退出”位置；9）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期开关SAS切至“退出”位置；10）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期切换开关SAH切至“上级”位置。5.2.3.4 大机组采用现地峡51开关手动准同期方式并列时，应按以下步骤进行1）检查峡一号机组（峡二号机组）机组处于带厂用电运行状态。2）检查峡#1主变处于空

44、载运行状态。3）检查峡51开关处于热备用状态。3）检查公用监控屏上的同步检查解除开关QK在“退出”位置。4）将公用监控屏上的主变低压侧同期开关3SAS切至“投入” 位置。5）将公用监控屏上的同步表投退开关STK切至“投入” 位置。6）手动调整峡一号机组（峡二号机组）机组频率、电压与系统相等，观察整步表旋转缓慢均匀。7）待整步表指针旋转接近至同期点时，扭主变低压侧控制开关SAC至“合闸” 位, 监视峡51开关合闸、位置指示红灯亮，并网正常。8）将公用监控屏上的主变低压侧同期开关3SAS切至“退出”位置。9）将公用监控屏上的同步表投退开关STK切至“退出”位置。5.2.4 上级自动开机、自动准同期

45、并网(开到指定负荷)1)检查峡一号机组（峡二号机组）调速系统压油装置油压正常。2)检查峡一号机组（峡二号机组）制动气压正常。3)检查峡一号机组（峡二号机组）调速器在“自动”位置。4)检查峡一号机组（峡二号机组）机组自动屏上的操作权限切换开关SAH在“上级”位置。5)检查峡一号机组（峡二号机组）机组监控屏上的各同期开关位置正确。6)检查峡一号机组（峡二号机组）机组处于备用状态，开机准备灯亮。7)在监控显示主画面上点击峡一号机组（峡二号机组）图标，调出“发电机控制窗口”。8)检查AGC、AVC在投入位置。9)选择“开到指定负荷”。操作项目属于需要识别的列项，用1）、2）、3）等表示10)设定发电机

46、指定有功、无功负荷的目标值。11)按“开机” 键。12）选择“操作员”。13）输入口令“a”。14）按“确定”键，调出“控制窗口”画面。15）输入口令“a”。16）按“确定”键，调出“开机流程图” 画面。17）监视峡一号机组（峡二号机组）机组启动、开机程序执行正常。18）监视峡一号机组（峡二号机组）机组断路器峡11（峡21）开关自动合闸、机组并网正常。19）监视机组有功、无功负荷自动调整至目标值。20）全面检查机组运行情况正常。5.2.5 现地自动开机、手动起励、自动准同期并网1）检查峡一号机组（峡二号机组）调速系统压油装置油压正常。2）检查峡一号机组（峡二号机组）制动气压正常。3）检查峡一号

47、机组（峡二号机组）调速器在“自动”位置。4）检查峡一号机组（峡二号机组）机组处于备用状态，开机准备灯亮。5）将峡一号机组（峡二号机组）机组自动屏上的操作权限切换开关SAH切至“现地”位置。6）扭峡一号机组（峡二号机组）机组自动屏上的机组开停机开关41SAC至“开机”位。7）监视峡一号机组（峡二号机组）机组启动、转速上升至额定值。a)励磁调节屏上手动起励手动启动峡一号机组（峡二号机组）励磁风扇。手动起励：按下峡一号机组（峡二号机组）“起励”按钮，观察发电机电压上升至额定值。b)机组自动屏上手动起励按住机组自动屏上“起励”三秒钟左右，监视励磁风扇正常启动，发电机电压上升至额定值。注意：若按“起励”

48、按钮后起励未成功，必须按“逆变”按钮进行复归，再按“起励”按钮，进行起励升压操作。10）调整峡一号机组（峡二号机组）电压、频率正常。11）检查峡一号机组（峡二号机组）同步检查解除开关QK在“退出”位置。12）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期切换开关SAH切在“现地”位置。13）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期转换开关STK切在“自准”位置。14）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期开关SAS切至“投入”位置。15）监视自动准同期装置自动调整机组电压、频率的动作情况。16）监视峡一号机组（峡二号机组）机组断路器峡11（峡21）开关自动合闸、机组并网正常。17）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期

49、转换开关STK切至“退出”位置。18）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期开关SAS切至“退出”位置。19）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期切换开关SAH切至“上级”位置。20）手动（或闭环自动）调整峡一号机组（峡二号机组）机组有功、无功负荷缓慢增加至目标值。21）全面检查机组运行情况正常。5.2.6 现地自动开机、手动启励、手动准同期并网1）检查峡一号机组（峡二号机组）调速系统压油装置油压正常。2）检查峡一号机组（峡二号机组）制动气压正常。3）检查峡一号机组（峡二号机组）调速器在“自动”位置。4）检查峡一号机组（峡二号机组）机组处于备用状态，开机准备灯亮。5）将峡一号机组（峡二号机组）机组自

50、动屏上的操作权限切换开关SAH切至“现地”位置。6）扭峡一号机组（峡二号机组）机组自动屏上的机组开停机开关41SAC至“开机”位。7）监视峡一号机组（峡二号机组）机组启动、转速上升至额定值。a)励磁调节屏上手动起励手动启动峡一号机组（峡二号机组）励磁风扇。手动起励：按下峡一号机组（峡二号机组）“起励”按钮，观察发电机电压上升至额定值。b)机组自动屏上手动起励按住机组自动屏上“起励”三秒钟左右，监视励磁风扇正常启动，发电机电压上升至额定值。注意：若按“起励”按钮后起励未成功，必须按“逆变”按钮进行复归，再按“起励”按钮，进行起励升压操作。10）调整峡一号机组（峡二号机组）电压、频率正常。11）检

51、查峡一号机组（峡二号机组）同步检查解除开关QK在“退出”位置。12）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期切换开关SAH切至“现地”位置。13）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期转换开关STK切至“手准”位置。14）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期开关SAS切至“投入”位置。15）手动调整峡一号机组（峡二号机组）机组频率、电压与系统相同，观察整步表旋转缓慢均匀。16）待整步表指针旋转接近至同期点时,扭机组断路器操作开关SAC至“合闸” 位, 监视峡11（峡21）开关合闸、位置指示红灯亮，机组并网正常。17）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期转换开关STK切至“退出”位置。18）将峡一号机组（峡二

52、号机组）机组同期开关SAS切至“退出”位置。19）将峡一号机组（峡二号机组）机组同期切换开关SAH切至“上级”位置。20）手动调整峡一号机组（峡二号机组）机组有功、无功负荷缓慢增加至目标值。21）全面检查机组运行情况正常。5.2.7 上级自动开机至空转1）检查峡一号机组（峡二号机组）调速系统压油装置油压正常。2）检查峡一号机组（峡二号机组）制动气压正常。3）检查峡一号机组（峡二号机组）调速器在“自动”位置。4）检查峡一号机组（峡二号机组）机组自动屏上的操作权限切换开关SAH在“上级”位置。5）检查峡一号机组（峡二号机组）机组处于备用状态，开机准备灯亮。6）在监控显示主画面上点击峡一号机组（峡二

53、号机组）图标，调出“发电机控制窗口”。7）选择“开至空转”。8）按“开机” 键。9）选择“操作员”。10）输入口令“a”。11）按“确定”键，调出“开机流程图” 画面。12）监视峡一号机组（峡二号机组）机组启动、开机空转程序执行正常。13）全面检查机组运转情况正常。5.2.8 上级空转后自动停机1）检查峡一号机组（峡二号机组）调速系统压油装置油压正常。2）检查峡一号机组（峡二号机组）制动气压正常。3）检查峡一号机组（峡二号机组）调速器在“自动”位置。4）检查峡一号机组（峡二号机组）机组自动屏上的操作权限切换开关SAH在“上级”位置。5）在监控显示主画面上点击峡一号机组（峡二号机组） 图标，调出“发电机控制窗口”。6）选择“减负停机”。7）按“停机” 键。8）选择“操作员”。9）输入口令“a”。10）按“确定”键，调出“停机流程图” 画面。11）监视峡一号机组（峡二号机组）机组空转至停机程序执行正常。12）全面检查机组停运情况正常。5.2.9 现地自动开机至空转1）检查峡一号机组（峡二号机组）调速系统压油装置油压正常。2）检查峡一号机组（峡二号机组）制动气压正常。3）检查峡一号机组（峡二号机组）调速器在“自动”位置。4）将峡一号机组（峡二号机组）机组自动屏上的操作权限切换开关SAH切“现地