中梁二级运行规程

1、重庆市巫溪中梁二级水电站运 行 规 程（试行）批准： 审定： 审核： 校核： 编写： 2010年08月10日序 言中梁水电站位于重庆市巫溪县境内，由中梁一级电站、中梁二级电站、中梁三级电站三个梯级电站组成。工程所在水系大宁河为长江三峡段北岸的一级支流，发源于大巴山南麓，从北向南，贯穿巫溪、巫山两县，于巫山县城东注入长江，河流全长162.0km，流域面积4181.0km2。中梁二级电站由首部建筑物、引水建筑物、厂房和开关站组成。首部建筑物位于半溪沟口下游约400m处，包括挡水坝、拉沙闸和右岸进水口，挡水坝为非控制的自由溢流式混凝土低滚水坝，堰顶高程427.40m，最大坝高9.0m，拉沙闸布置于滚

2、水坝右端，为有坎宽顶堰型平底闸，底板高程422.40m，引水建筑物布置在右岸，明流引水，设计引用流量51.75m3/s，包括右岸进水口、无压隧洞、压力前池及压力钢管。进水口布置在拉沙闸右侧岸边，下接无压引水隧洞，总长8.193km，城门洞型，压力前池置于隧洞末端，采用正向进水式，正常运行水位421.80m，总容积5500m3，有效容积2500m3。压力前池与厂房采用明敷钢管相连，一管一机供水方式，单管长87.58m，内径2.2m。厂房置于下堡镇大水溪左岸，为岸边地面式厂房，内装3台HLA208-LJ-114型水轮发电机组，单机容量0.8万kW，总容量2.4万kW。开关站布置在厂房左端下游，为露

3、天开敞式。本规程规定了中梁二级水电站水轮发电机、主变、10KV配电装置、110KV升压站和公及辅助系统运行方式，操作维护及故障、事故处理。本规程适用于中梁二级水电站运行人员、管理人员、检修维护人员等生产管理人员。下列人员应遵守和熟悉本规程：管理人员：公司生产经营分管领导、总工程师、车间主任、车间副主任、安全员及其他有关管理人员。生产人员：值班长、运行值班员、检修维护人员及其他有关生产人员。目 录第一章水轮发电机运行规程41. 引用标准42、水轮机结构说明43、水轮机名牌及其它主要参数64、水轮机运行规程85、水轮发电机结构说明96、水轮发电机运行操作107 水轮发电机的巡视与检查128 水轮发

4、电机故障、事故处理13第二章变压器171、引用标准172、设备铭牌参数:173 、变压器运行规定184、 运行方式及规定185. 变压器继电保护206、 运行维护207、 故障、事故处理21第三章 励磁系统运行规程221、概述222、引用标准和技术资料223、励磁变压器224、励磁调节器225、 HWJT-08DS使用及操作22第四章 调速器操作规程301、调速器主要技术参数302、调速器油压装置参数：303、调速器的主要功能：314、主要特点：315、系统工作原理326、调速器的操作337、调速器的维护34第五章 倒闸操作351、操作指令352、操作票353、倒闸操作注意事项及规定354、倒

5、闸操作的基本步骤、规范及要求365、调度正式发布操作命令376、操作票的管理397、倒闸操作的举例41第六章 辅助设备451、厂用电452、油系统463、气系统484、水系统505、水工建筑物维护526、起重作业安全操作52第一章 水轮发电机运行规程1. 引用标准本规程是根据机组制造厂商提供的技术资料，有关技术标准并结合本站实际情况编写，所引用的主要标准有：DL/T7101999 水轮机运行规程 GB/T15469-1995 反击式水轮机空蚀评定GB/T10969-1996 水轮机通流部件技术条件GB755-87 旋转电机基本技术条件GB/T78942001 水轮发电机基本技术条件DL/T50

6、72002 水轮发电机启动试验规程2、水轮机结构说明中梁二级水电站水轮机是由昆明电机有限责任公司生产的立轴混流式水轮机，并带有焊接金属蜗壳，蜗壳包角为345度，采用单管单机引水方式,压力钢管管径2.2m，单管长87.58m,转轮型号为HLA208-LJ-144,装置形式为立轴混流式，旋转方向为俯视顺时针旋转。2.1 组成水轮机主轴与发电机主轴直接连接。主要由导水机构、转动部份、主轴密封、控制机构、埋入部份、管路系统等组成。2.2 埋入部分埋入部分包括蜗壳、座环、尾水锥管、尾水肘管及机坑里衬等2.3、蜗壳蜗壳的材料选用可焊性好的低合金钢板制作，蜗壳设置一个f600mm的进入门，装有向外开的门铰链

7、，铰链牢固地装在外侧，铰链销子材料为不锈钢，并有足够的间隙。为了密封的目的，在门框上设不锈钢带帽螺丝与O形橡皮密封环或其它相当的密封结构，门的内表面与蜗壳的内表面齐平，法兰钻孔并攻丝，采用不锈钢顶起螺丝。进入门设置一个手柄。2.4、座环a） 座环采用无蝶形边平行式的铸焊结构。b） 座环用地脚螺栓固定在混凝土支墩上，机坑里衬用螺栓固定或焊接到座环上。顶盖用螺栓固定到座环内侧。2.5、尾水管a）尾水管的型式采用弯肘型，自基础环出口延伸到肘管出口。在尾水管里衬顶端为不锈钢管段，下段里衬材料为普通碳素钢。b）尾水管进口设置4个不锈钢测压测头，各测压测头位置与模型上各测头位置相对应。c） 对于每台机尾水

8、管提供1套带有整套蜗轮蜗杆传动的操作机构、轴和轴座的f300盘形排水阀，该阀安装在尾水管的最低点，操作机构在水轮层。在机组运行中尾水管盘形排水阀不漏水。2.6、转轮转轮采用抗空蚀、抗腐蚀和具有良好焊接性能的0Cr13Ni4Mo不锈钢材料制成(包括上冠、叶片和下环)。2.7、主轴水轮机轴用锻钢锻制，带有锻制法兰。水轮机主轴上端的法兰与发电机轴法兰直接连接。2.8、主轴密封2.8.1） 主轴工作密封a）在导轴承下方，主轴通过顶盖的部位设置主轴工作密封，能在水轮机不排水和不拆除水轮机导轴承、导水机构和管路系统的情况下进行检查、调整或更换密封元件。b）工作密封元件是耐腐蚀材料。密封采用水润滑和水冷却。

9、c）工作密封是自补偿型的，在运行中，对密封元件的磨损可进行自动调整。2.8.2）主轴检修密封a)为防止在机组停机时漏水，在工作密封下方设置主轴检修密封，采用压缩空气充气的橡胶密封。b)检修密封由电站压缩空气系统供给压力为0.4-0.7MPa的压缩空气。设有带报警的联锁装置，以防止在充气条件下启动水轮机，并保证排气后检修密封和主轴脱离。2.9、水导轴承a)水导轴承是稀油润滑的巴氏合金瓦衬的自润滑轴承，由分块可调轴瓦和可拆卸的分半轴承体组成。b)冷却器设置在油槽内，冷却水由电站技术供水系统供给，进口水温不高于28，冷却器的额定工作压力为0.2MPa，最高工作压力为0.6MPa，但冷却器强度能满足承

10、受0.9MPa试验压力的要求。冷却器采用紫铜管制造，冷却水可向冷却器的两个管口中的任一管口进入，从另一管口排出，即冷却器进出水管口可以互换。c)设有轴承检修供排油管，冷却水管，示流信号器、过滤器，阀门及其附件。d)导轴承要安全地承受飞逸转速5min而不被损坏，导轴承能在冷却水中断情况下运行20min而不损坏轴瓦。允许必要时从最大飞逸转速惯性滑行直至停机(不加制动)的全部过程，导轴承能安全承受。2.10、导水机构2.10.1) 控制环控制环采用钢板焊接结构。控制环底面装有环向导轨和抗磨板，抗磨板具有自润滑性能，不需要润滑油系统。2.10.2) 导水叶保护装置a）当两个或多个导水叶在关闭过程中被异

11、物卡住时，导水叶保护装置能保护其它导水叶完全关闭。保护装置的型式采用剪断销：当两个或多个导水叶在关闭过程中被异物卡住时，剪断销被剪断，使导叶自动脱开与其它导叶的联接，此时，其它未被异物卡住的导水叶将正常关闭。b）剪断销配有动作信号监测系统，当剪断销动作时发出指示和报警的电气信号。提供水轮机坑内所有需要的触头和导线，信号导线接到水轮机端子箱。c）导水叶能在机组减负荷和紧急停机情况下，当限位装置打滑时发出指示和报警的电气信号。2.11、导水叶接力器水轮机采用高油压调速器，导水叶操作接力器的压力油来自机组的调速系统，额定油压为16MPa。a）接力器容量在最小有效油压差（即在事故低油压，并考虑管路压力

12、损失时）下，全部接力器的容量满足导水叶承受最大水力矩时，调速器按规定的导水叶关闭或开启时间驱动导水叶的需要，在决定最小有效油压差时，估算接力器与调速器之间的管路压力损失。每个接力器装设慢关闭装置，以便必要时放慢关机速度。但慢关闭装置不限制空载和全开导水叶位置之间的正常移动速度及开启速度。b） 行程限制装置每个接力器设置手动的行程限制装置以正确限制接力器的行程在任何位置上。c）锁定装置在接力器上设置可靠的锁定水轮机导水机构的油压操作锁定装置，以便水轮机导水叶能可靠地锁定在关闭位置上。导水叶锁定机构包括带触点的限位开关。限位开关在锁定装置完全啮合或脱开时动作。在接力器上还设置合适的手动操作的机械锁

13、定装置以便能确实可靠地锁定水轮机导水叶在开启或关闭位置上，在手动锁定装置上装设挂锁。2.12、空气补给系统为了满足水轮机在导水叶部分开启状态下稳定工作的要求，水轮机该设置自然补气系统。自然补气系统能自动开启和自动停止。尽可能减少由于自然补气而导致水轮机效率降低。不采用强迫补气系统。3、水轮机名牌及其它主要参数3.1、水轮机名牌：机组编号1#-3#型 号HLA208-LJ-114额定功率8340KW设计水头53M设计流量17.32 m3/s额定转速428.6转/分飞逸转速826转/分浆叶片数13片导叶数量20片转轮直径1.44m水机总重48.927T出品编号S2009-543.2发电机名牌：型

14、号SF8000-14/2860 标准编号GB / 7794额定容量9412KVA额定功率8000KW额定电压10.5KV额定电流517.5A额定励磁电压171V额定励磁电流364A额定功率因数0.8（滞后）相 数3额定频率50Hz定子绕组接线法Y额定转速428.6r/min飞逸转速826r/min惯量矩GD21tm2电机总重72T出品年月2009.103.3、主要参数3.3.1、机组在额定水头，发额定出力运行时，突甩负荷的最大转速升高率不超过 50 %。3.3.2、机组在最大水头，发额定出力运行时，突甩负荷的蜗壳最大压力上升值不超过 50%，壳最大承压为0.92Mpa；导叶关闭时间为6s，GD

15、2=77 tm2。3.3.3、在进相运行情况下，当输送功率为8MW时，最大进相深度cosj为 0.95 。3.3.4、 发电机在额定电压、额定转速、额定功率因数和额定出力时的效率保证值不低于 97。 3.3.5、短路比1.063.3.6、定子绕组冲击耐压值不小于 42.6 kV3.3.7、定子绕组工频耐压（rms）值，不小于 24 kV3.3.8、最高温度或温升不得超过（当发电机负荷为 9.41MVA时）： 测量方法a）定子铁芯温升 80 k 检温计法 b）定子绕组温升 80 k 检温计法 c）励磁绕组温升 90 k 电阻法 d）最高导轴承温度 60 检温计法 e）最高推力轴承油温 50 检温

16、计法 f）最高推力轴瓦温度 55 检温计法 3.3.9 、中性点接地方式：经避雷器接地；补偿措施：消弧线圈。3.3.10、发电机主要部件尺寸a、定子机座外径（包括冷却器） 3450 mm。B、定子铁芯内径 2300mm。C、转子直径 2270 mm。D、发电机主轴直径 450 mmE、发电机主轴长度 4940 mm3.3.11、冷却系统a）冷却方式 密闭循环空气冷却 b）冷却器数量 4 c）冷却水温为28时全部冷却器所需的冷却水量100m3/h。d）冷却器最大工作压力 0.6 MPa。e）冷却器最大承受压力 0.9MPa。3.3.12、制动系统A、制动闸瓦材料的说明 东方电机厂生产的非金属无石

17、棉制动瓦 B、制动闸瓦的数量 4 C、正常制动气压 0.7 MPa。D、正常制动耗气量 0.5 m3/次E、强迫制动气压 0.8 MPa。F、强迫制动耗气量 0.6 m3/次。G、投入机械制动时的机组转速120r/min。H、机械制动投入至机组停机所需的时间60s。I、不加制动时发电机从额定转速至停转所需的时间 300 s。3.3.13 电气资料和数据A、励磁绕组绝缘等级 F 。B、定子绕组每相并联支路数 2C、定子绕组槽数 144 D、定子绕组绝缘等级 F 4、水轮机运行规程4.1 水轮发电机组是全站最重要的机电设备，为确保机组的安全经济运行和人身安全，生产管理人员必须严格遵守本规程，凡违反

18、者，值班人员有权制止和拒绝执行，并汇报 有关领导。4.2 机组正常运行时的主要保护和自动化装置，其运行退出需由调度下令或公司分管生产经营领导批准。4.3 机组应在规定的运行范围内运行，并及时进行合理调整运行工况，避免运行中振动，噪音超过允许值。4.4 机组受到较大的冲击或甩负荷等情况时，应对转动部分、连接部分及支撑处进行检查，当机组飞逸时，应采用紧急停机的方法迫使机组停机，停机后通知检修人员进行全面检查。4.5 在负荷不变的情况下，机组轴承瓦温较前1小时升高2-3时，应检查冷却水系统的工作情况，同时检查机组摆度、振动有无增大情况，查明原因，并及时处理。4.6 任何机组必须定期进行巡视和维护，未

19、经值长许可，不得进行任何检修工作。5、 水轮发电机结构说明5.1概述本电站水轮发电机由定子，转子，上，下机架及其它辅助部分组成; 定子安装在埋入混凝土基础的定子基础板上，随发电机配置将机座与基础板紧固和使二者间保持定位的螺栓和楔子板等，上机架固定在定子机座上面，内装推力轴承和上导轴承，转子靠推力轴承悬吊在定子铁心内，下机架装在定子下方的基础上，内装下导轴承，转轴下端与水轮机刚性联接，上机架上面装设集电环炭刷装置引入励磁装置提供的励磁电流。发电机层和水发机联轴法兰处装有上下盖板使机坑与外界隔离，发电机内设水灭火装置和长期停机时使用的电加热器装置。机。组制动通过制动器用气压制动，高压油顶转子，制动

20、器采用气压复位。四个空气冷却器均匀分布在机座周围。基础板、紧固件能安全地承受在运行时由于突然短路故障引起的暂态力矩，及半数磁极短路的单侧磁拉力。电机的冷却方式为密闭自循环空气冷却，靠装在机座壁上的44.2、个空冷器进行热换，其热量由冷却水带走。5.2定子定子由机座,铁心,线圈等部件组成a)定子机座:采用不同厚度的碳素结构钢板组焊而成，机座直径3450mm，高1870mm，机座不分瓣，为整体结构。b)定子铁心:铁芯采用0.5mm厚优质电工钢板冲制的扇形冲片,经迭片,压装而成.c）定子线圈：定子线圈为圈式叠绕组，由2支路组成、星形连接. 绕组绝缘采用多胶环氧粉云母带包裹的绝缘结构，并进行模压成型，

21、使绝缘和线圈成为无空隙的严密而均匀的整体。线圈表面用低高阻半导体带进行巧妙的防晕处理后有较高的防晕性能。机组经长期运行后,仍能保持良好的防晕效果.绕组起晕电压高,能保证电机在各种工况下不起电晕.5.3转子转子直径为2270mm，转子包括主轴，转子支架，磁轭，磁极，制动环等主要部件, 主轴用优质锻钢加工而成；转子支架直接热套在主轴上；转子磁轭整体圆环式与转子支架键联接，整个磁极用鸽尾牢固地固定在磁轭表面。主轴：发电机主轴用20SiMn锻钢锻制，并带有锻制法兰。主轴的下端法兰直接连接到水轮机主轴上法兰。它与水轮机主轴联接后构成机组的轴系。该轴系设三道支点，其临界转速大于机组飞逸转速的1.25倍.5

22、.4、轴承发电机具有上下导轴承和推力轴承，轴承和推力轴承的瓦数量为 8个，为刚性支承。导轴瓦材料为巴氏合金，推力头镜板材料为锻钢45A，推力瓦表面材料为氟塑料；导轴承布置于推力轴承上面。推力轴承和导轴承均采用润滑油在油槽内部自循环的冷却润滑方式。5.5集电环与电刷集电装置由集电环和碳刷装置组成。集电环布于上支架上部的端罩内,为支架式整 结构, 集电环材料钢45，碳 刷是D252电化石墨，碳刷盒型式是恒压刷握 。5.6制动系统本机组在下机架的支臂上装有4制动闸瓦，它是非金属无石棉制动瓦； 正常制动气压为0.7Mpa，强迫制动气压0.8Mpa。投入机械制动时的机组转速120min。制动器装有复位信

23、号装置;以监视制动器的状态。5.7空气冷却器本发电机选用4台高效穿片式空气冷却器，空气冷却器为铜管通水和散热片散热的密闭循环空气冷却方式。冷却水温为28时全部冷却器所需的冷却水量100m3/h，空气冷却器通过法兰与技术供水系统连接。6、 水轮发电机运行操作6.1 开机操作6.1.1、机组开机前应检查a）无任何事故信号，b）调速系统，轴承油系统，技术供水系统，制动系统及发电机冷却水系统均正常c）各保护、信号及自动装置均正确投入6.1.2、 机组的启动可用自动和手动方式，正常开机以上位机自动开机为主。6.1.3、机组自动开机条件（见附图1）a)机组在停机状态。b)发电机出口开关在分闸位。c)快速闸

24、门在全开位置。d)冷却水电磁阀在全开位置。e)空气围带排气。f) 调速器油压装置压力正常。g) 调速器液压锁锭拔出，接力器锁锭拔出，。h)机组各设备与上位机通信正常且在远控状态。i)机组无故障。j)机组控制PLC，开机准备好灯亮。6.1.4、机组自动开机条件具备后，在中控室上位机发开机令，机组按程序自动开机。停机到空转（见附图2）6.1.5、机组开机过程中应注意下列情况：a)导叶动作情况。b)机组的声音及振动情况。c)机组转速上升情况。d)各轴承温度上升情况。e)油压装置工作情况。f)润滑油的工作情况。6.1.6、手动开机在下列情况使用：a)检修后第一次开机。b)调速器自动方式故障或远控系统故

25、障。c)机组检修试验。d)自带厂用电情况 。6.1.7、手动开机操作步骤：a)检查机组各系统正常，开机条件满足。b)开启各辅助设备，确认工作正常。c）将调速器状态开关切至手动位。d) 手动调节导叶开度，至95%Ne后手动起励,f) 满足并网条件，并网。6.1.8、机组自动方式开机流程：（见附图5）6.1.9、开机前，均应对机组进行全面检查。6.2、停机操作：6.2.1、机组停机前应检查制动系统气压正常，正常停机采用自动方式，6.2.2、 机组停机过程中，应监视制动系统工作情况，当机组转速降至30%NE时，制动投入刹车，当自动失灵时，应改为手动刹车。制动气压0.7MPa，使机组制动。6.2.3

26、、停机过程中遇导叶卡阻、剪断销剪断，机组无法正常停下时，应立即关闭前池进水阀迫使机组停机。6.2.4、机组停机后，应检查发电机各冷却系统等是否退出，制动系统是否复位等情况。6.2.5、手动停机在下列情况使用：a）机组控制电源消失、或不能自动停机时。b)调速器自动方式故障或远控系统故障。6.2.6、手动停机操作步骤：a)发电机与系统解列。b)发电机手动灭磁。c)在调速器上操作机组停机。e)转速降至30%Ne时制动投入。f)转速至零后，退出制动系统。g)关闭机组各辅助设备，查制动有无复归。、机组自动方式停机流程：（见附图11）a)发停机命令。b)机组自动降有无功为零。c)发电机出口断路器跳开。d)

27、机组发电状态灯灭。e)调速器导叶全关。f)转速降至30%Ne时制动投入。j)转速至零后，所有停机联动继电器复归。h)关闭机组各辅助设备。注：以上开停机操作均以上位机的流程图为准；所有操作详见后面的开停机流程图。6.3 机组转检修操作：6.3.1、机组的检修必须按调度规程的有关条款办理申请手续，再按照调度批准的时间将机组转入检修后，应及时汇报调度。6.3.2、 水轮机大修应做好如下安全措施：a)机组停机并做好电气方面检修隔离措施，即将发电机转入冷备用。b)关前池水进口阀、尾水检修闸门并做好防止误开的安全措施。c)打开机组蜗壳及尾水进人口，尾水管排水阀，同时启动检修排水泵抽干尾水管内残水。d)手动

28、将导叶打开至全开位，同时关闭调速器主油阀，并做好防止误开的安全措施。e)退出机组辅助设备。6.3.3、设备经过检修后，值班人员应进行全面检查，并会同检修人员进行必要的启动操作，同时要求检修人员进行以下检修交待：a)设备所修项目及检修简况涉及设备结构的更改或运行方式变化，必须提供详细的技术文件。b)设备尚存在的问题及运行中应注意的事项。d)设备是否具备投运条件。c)设备检修后各项参数是否符合规程的要求。7 水轮发电机的巡视与检查7.1 运行中的机组应及时记录各轴承温度，检查油位油温、油压及冷却水压力，并按规定的时间、线路进行巡回检查。7.2 备用机组停机时间超过72小时以上时，应顶转子才能开机.

29、7.3 水轮机各部的巡回检查项目：7.3.1、操作层的检查项目：a)查调速系统工作正常，具体见调速系统运行规程b)查机组LCU装置工作正常，具体见监控系统运行规程c)查机旁动力柜、油泵动力柜工作正常d)查动力柜相相电压、各支路电流指示正常，无过载现象。e)查动力刀闸接触良好，各开关投入正常，各电缆连接可靠，无过热现象。f)查柜内各二次接线良好，无松动、过热现象。g)查动力柜面板各电源指示灯、工作指示灯指示正常。h)查柜内各中间继电器无跳动、热继电器无动作。i)查制动测温柜、仪表指示正常。j)测温装置工作正常，机组各轴承瓦温、发电机冷热风温及定子温度均在允许范围。k)查制动装置进气压正常，在自动

30、工作状态，各管路阀门位置正确，无漏气现象。l)查机组运行时制动装置在复归状态、停机时在制动状态，开停机时能够按转速自动投退。m)查柜后各电源开关投入正常，各接线良好，无松动地热现象。7.3.2、发电机机坑检查项目：a)发电机出线电缆联接可靠、无过热、放电现象。b)机坑内干燥、照明良好，温度适中。无结露、积水、积油现象。c)机组运行中振动正常，无异音，异味。d)具齿盘测速装置工作正常，接线良好，。e)组合轴承回油箱、水导轴承回油管油流量计显示值正常。f)各油、水、气管路及阀门无渗漏。g)查各轴承测温引线接线良好。h)转子接地保护碳刷与大轴接触良好，无电火花。i)查机坑内各部件之间连接紧固，无松动

31、、脱焊现象。7.3.3、水机检查项目：a)导叶接力器动作正常，无抽动现象，推拉杆背帽无松动，结合面及管路地渗漏。b)导叶连杆连接正常，连杆背帽无松动。c)导叶剪断销信号装置接线良好。d)导叶轴套、转轮室、伸缩节和尾水管进人孔各结合面无漏水，无裂缝、螺杆无松脱。e)各系统阀门位置正确，阀门及管路无漏油、漏水现象。8 水轮发电机故障、事故处理8.1 当机组发生故障时，中控室报警，上位机信息栏显示“XX故障”同时故障项目变红灯，值班人员应立即查明原因并及时处理。8.2 冷却水系统故障8.2.1 原因：冷却水系统故障8.2.2 处理步骤a)运行中如出现冷却水中断，应立即排除；当瓦体温度不超过60，油槽

32、内热油温度不超过50时，可以暂时运行；在此其间应时刻监视油温、瓦温上升情况，恢复冷却水时，要缓慢调整至正常压力。b)若为冷却水系统故障，应检查空冷器是否停动，水系统阀门位置是否正确。若空冷器停运，应检查冷却水是否进入,阀门位置是否正确8.3 机组轴承瓦温异常升高处理a)若为机组轴承瓦温升高信号，应查系哪一瓦温报警，并与巡检温度及历史数据比较，判断瓦温是否确实升高。b)密切监视其变化情况，若温度在均匀地继续上升，这时调整机组负荷后无效应系统地调停机，并通知检修人员检查。c)若温度稳定在一固定值上，应检查是否工况不佳引起，同时亦应通知检修检查温度的真实情况和温度计是否正常。8.4 发电机冷、热风温

33、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。d)停机过程中剪断剪断，此时可将调速器切手动，缓慢将导叶关闭停机，转速降至30%NE时应手动刹车。以上处理仍无效，则应关闭前池进水闸门并停机，通知检修人员再进行相应处理。8.5 事故发生后，对事故前的运行方式，有关参数，事故时的现象和信号应详细准确地记录事故信号只有在值长许可后方可复归。8.6 机组发生事故时，值班人员应根据下列原则立即进行处理：8.6.1 监视机组自

34、动停机情况，当自动装置动作不良时应手动帮助。8.6.2 维持正常设备及厂用电的安全运行，防止事故扩大。8.6.3 事故处理完毕，经站长和调度同意开启备用机组。8.6.4 机组事故停机后应进行全面检查，对事故的情况和经过向调度及领导准确汇报。8.10 机组事故保护8.10.1 事故停机a）轴承温度过高b）电气事故c）调速器事故低油压d）手动事故停机机组事故停机动作于跳出口开关，事故停机电磁阀动作关导叶8.10.2 紧急停机a）事故停机中剪断销剪断b）手动紧急停机c）机组过速140%Ned）机组过速至150%Ne主配压阀拒动紧急事故停机除按事故停机流程停机外，还动作于前池进水闸门。8.11 机组运

35、行中遇下列情况之一时，应按紧急停机按钮停机，a）确系发电机着火或冒烟b）励磁变灭磁开关处冒烟c）空冷器漏水，机坑内漏水严重d）机组瓦温迅速上升，达事故保护值未动作e）机组转动部分发出持续明显金属撞击声时，f）发生其它严重威胁设备和人身安全的现象时8.12 轴承瓦温过高事故处理8.12.1、现象：中控室语音报警音响，上位机信号栏显示“x号机组轴承温度过高”，机组负荷甩至零，出口开关跳闸，机组事故停机8.12.2、处理a）若温度确已达到事故保护值，计算机应动作事故停机，若不动作应立即按下紧急停机按钮作用于关机，此时应监视机组停机刹车动作过程。b）查确哪一个轴承温度过高，记录轴承所有温度c）比较事故

36、点温度计显示的温度与其他测点温度，判断是否为表计误动。d）通知检修维护人员检查温度计及测温回路是否正常，并将事故情况汇报有关领导e）若判定为表计误动所至，经检查设备正常后重新并入系统运行8.13 调速器事故低油压8.13.1 现象：中控室语音报警音响，上位机信息栏“x号机调速器事故低油压”机组甩负荷至零，跳发电机出口开关，机组事故停机，油压低于12MPa以下。8.13.2 处理a)监视机组停机制动过程，自动工作不良时应切手动进行操作，b)检查调速器油箱油位是否过低，并及时通知维护人员加油处理c)若主备泵均未启动，应检查调速器系统管路是否破裂跑油或油压系统内部大量串油。d)若主备泵均未启动，应检

37、查油泵电源是否消失，空开跳闸，热继电器粘死，没法恢复油泵电源e)若油罐压力正常，则应检查保护是否误动f)事故停机过程中应注意观察调速器油箱油位变化情况g)故障排除后，油压装置工作正常，机组恢复运行8.14 机组过速事故8.14.1 现象：中控室语音报警音响，上位机信息栏显示“号机组过速” 机组140%Ne过速，机组事故停机甩负荷，机组发出异声。8.14.2 处理a）若保护正常动作应密切监视机组停机制动过程，自动工作不良时应切手动运行b）若保护未动作时，应立即按紧急停机指令，并密切监视停机过程的动作情况，事故停机过程，应特别注意调速器油箱的油位变化情况c）若调速器自动动作失灵，应切手动关闭导叶d

38、）通知检修维护人员检查转速信号装置是否正常e）机组过速后应做好安全措施，对转动部分进行全面检查，检查无异常及调速器均正常后，经电站站长同意后方可恢复机组运行。第二章 变压器1、引用标准DL/T 57295 电力变压器运行规程GB6450 干式电力变压器2、设备铭牌参数:中梁水电站二级电站110KV主变设备铭牌参数型号SF10-31500/110额定容量31500KVA额定电压121000/10500V额定电流1503/1732A额定频率50HZ相数3联结级别YNd11 （户外式）绝缘水平LI480AC200-LI325 AC140/LI75AC35冷却方式ONAN/ONAF运行容量67%/10

39、0%短路阻抗1032%空载电流015空载损耗22650负载损耗125327总重43t油重8.0t添加油重1.8t上油箱重4.5t器身重25t运输重30/36t油箱耐受真空80kpa高压低压分接位置开关联结电压（V）电流（A）电压（V）电流（A）12-3127050150310500173223-412402534-512100045-611797556-7114950增加厂变内容3 、变压器运行规定3.1、我站主变及所属励磁整流变、站用变均属公司生建部管辖，凡一次设备退出或投入运行以及设备更改应向公司生建部申请，由公司生建部批准和下达命令，停送电操作由当值班长统一指挥。3.2、主变压器停送电必

40、须经调度批准，并得到调度命令后方可进行停送电操作。3.3、变压器严禁无主保护运行，运行中的变压器因故需退出主保护（纵差、瓦斯保护），必须经公司和调度批准。3.4、变压器外壳必须有可靠接地，各侧引出线必须连接良好，并涂上相色漆，其接头应贴上示温片。3.5、变压器从零升压操作完毕后必须给予运行5分钟后经检查正常方可操作开关送电。4、 运行方式及规定4.1、运行定额a)各台变压器在规定的冷却条件下，可以在铭牌规定数据内连续运行。b)变压器在运行中由于各种损耗而产生发热，使变压器绝缘油温升高，为了防止变压器绝缘油迅速劣化和线圈绝缘老化，应严格控制上层油温不得超过85，最高不得超过90。玉山电站运行规程

41、电气部分c)变压器事故过负荷倍数与允许过负荷时间。变压器类别油浸式变压器（强冷）油浸式变压器（自冷）干式变压器过负荷倍数1.21.31.61.751.31.61.752.03.01.21.31.41.51.6允许时间（分）150907212030157.51.5604535205d)在事故过负荷中变压器通风及冷却装置应全部投入运行，并且无论在任何情况下，其上层油温或线圈温度不得超过规定值，否则应立即限负荷。e)变压器绝缘电阻规定,变压器大小修及预防性试验，在停电后及送电前，应测量绝缘电阻值，并将电阻值及油温、环境温度进行记录。变压器绝缘电阻不应低于下列数值：电压等级（KV）0.410.5110

42、合格电阻（M）0.510.5110摇表（V）500250025004.2、运行操作规定4.2.1、变压器停电检修，必须测量其绝缘，并将所测量数据记录在交接班记录簿中。4.2.2、变压器停电操作规定变压器停电应先断开负荷侧#101开关，后断开电源侧#901开关。4.2.3、变压器检修后必须完成下列工作后，方具备送电条件。a)工作人员全部撤离工作现场，工作票交回，场地整洁，无遗漏工具、杂物等；b)油枕及套管油面应正常，温度计指示正确，防爆管或释压器安全膜完整；c)变压器各部应清洁、完整、无渗漏油、外壳接地完好；d)瓦斯继电器完好，导线完整，阀门位置正确；e)变压器引线连接良好，瓷瓶无破裂，不歪钭，

43、示温片贴上，相色漆明显；f)呼吸器完好，硅胶无受潮变色；g)冷却器各阀门位置正确，自动控制回路完好，风扇试转良好。4.2.4、拆除所有安全措施,包括接地线、临时遮栏、标示牌并收回存放原处。4.2.5、变压器送电的规定a)变压器具备送电条件时，先投入信号和操作保护电源，及相应的保护和冷却系统，将变压器转入热备用。b)主变充电试验必须进行三次充电合闸，充电过程均应派专人监视主变本体及充电开关运行情况。c)变压器分接头位置调整应根据运行需要将变压器转检修状态并做好各项安全措施，然后方可调整变压器接头的工作。d)调整变压器分接头时应检查位置标志是否正确，还必须用毫欧表或测量用电桥检查回路的完整性和三相

44、电阻的均一性。e)变压器分接头调整后，电气值班长必须在运行交接班记录簿内详细交待，说明情况。、变压器运行中应投入全部保护及自动装置，不得在无保护情况下运行，作为主保护的重瓦斯和差动保护必须投跳闸。、新装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静止时间不应少于24小时（110KV及以下为24小时）。若有特殊情况不能满足规定，须经站部批准。变压器带电前应排尽套管升高座，散热器及净油器等上部的残留空气。5. 变压器继电保护5.1、差动保护运行规定变压器差动保护运行中必须投跳闸，运行中发现差动保护异常可能造成误动时，应及时与检修人员联系，并向站长汇报，紧急情况可先行将差动保护停用（1LP压板退出

45、），事后立即汇报。差动保护退出期间，变压器重瓦斯及其它后备保护均应全部投入。5.2、瓦斯保护运行规定a)运行中的变压器，重瓦斯保护应投跳闸，轻瓦斯保护应投信号位置。b)更换硅胶或处理吸潮器或瓦斯继电器经过检修或校验复装后，重瓦可改投信号，4小时后，无异常改投跳闸位置。c)在重瓦斯投信号期间，主变差动，其他变压器电流速断保护不得退出。5.3、变压器电流速断保护动作，应详细检查变压器本体情况并测绝缘。6、 运行维护6.1、值班人员对运行中的变压器，应进行定期和不定期检查。6.2、每次短路故障后，应对变压器进行全面检查，天气或环境恶劣时，对变压器应进行特别检查。6.3、变压器正常巡回检查项目：a)检

46、查油枕、套管内的油色，油面高度及油箱有无渗、漏油。b)检查油枕、吸湿器、瓦斯继电器、防爆筒、释压器等无异常现象，硅胶颜色不变。c)各控制箱和二次端子箱门应关严，无受潮。d)雷雨后应及时检查记录变压器各侧避雷器动作情况及在线监测电流参数。e)瓦斯保护动作跳闸时，在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。7、 故障、事故处理7.1、变压器运行中发现有下列情况之一时，应立即报告站领导和调度，联系停电处理。a)内部响声不正常或响声性质特别。b)在正常负荷和正常冷却方式下，油温比平常不断升高。c)防爆管膜破裂，但未喷油、喷烟或喷火。d)变压器有较严重漏油现象或上盖有杂物掉落，危及安全运行。e)大盖边塞

47、垫和法兰盘根向外凸出。f)油色混蚀，经化验不合格。g)油位低于最低油位线以下。h)套管有裂纹，有闪络放电现象。7.2、变压器有下列情况之一时，如保护未动作跳闸，应立即停电。a)内部声音突变，且音响很大，很不均匀，有爆裂声。b)油枕或防爆筒，释放器喷油、喷烟、喷火。c)在正常负荷和冷却方式下，有不正常的高温且逐渐上升，并有主变故障信号出现。d)有严重漏油现象，油枕油面降至油面计最低油面线以下，无法止漏。e)油的颜色骤烈变化，（混蚀带焦）出现炭化。f)套管有严重的破损和放电现象。g)变压器着火。h)变压器铁壳破裂大量漏油。7.3、主变压器跳闸处理注意事项a)主变开关跳闸时，迅速稳住各机组转速正常，

48、检查厂用电系统及直流系统，并与调度联系。若差动保护及重瓦斯保护同时动作，在未查明原因前，禁止送电。b)变压器着火处理:迅速断开主变两侧开关，用干式灭火器，四氯化碳灭火器及砂子灭火，开启风扇及用水浇外壳，以帮助内冷，避免燃烧与爆炸。第三章 励磁系统运行规程1、概述本站采用自并激静止电压源可控硅整流励磁系统。自并激静止电压源可控硅整流励磁系统由励磁电源变压器、三相全控桥可控硅整流装置、灭磁装置、防止整流器交、直流侧暂态过电压的装置、双微机励磁调节器、电力系统稳定器、各辅助功能单元、起励装置、励磁系统控制和保护装置、电源装置、变送器、电流和电压互感器等组成。2引用标准和技术资料DL/T7512001

49、 水轮发电机运行规程HWJT-08DS双通道励磁调节器用户手册，武汉洪山电工科技有限公司。3励磁变压器 本站采用的是环氧树脂浇注，干式防潮自冷型励磁变压器。励磁变压器的铭牌型 号ZLSCB9-250/10.5/0.325额定容量250KVA接线组别 Yd11生产厂家四川华电特种变压器公司4. 励磁调节器本站采用的是HWJT-08DS双通道励磁调节器，是由武汉洪山电工科技有限公司开发研制的一种新一代型微机励磁调节器，它是现代控制理论、计算机技术和励磁控制技术相结合的高科技产品，它的硬件主要由以下部分构成：1双通道微机控制器2励磁监控单元3独立励磁电流调节通道（选项）4可编程逻辑控制回路（选项）5

50、调节系统功率输出 （1）功率整流桥（分可控硅整流桥及IGBT开关式功率输出）（2）发电机灭磁装置（线性灭磁及非线性灭磁）（3）发电机转子过电压保护装置（4）起励装置。5. HWJT-08DS励磁系统使用及操作5.1 系统介绍HWJT-08DS微机励磁控制柜由双套微机励磁调节单元、脉冲功放电源和一台工业控制计算机组成。调节器主机板“切脉冲”按钮当某套调节器的脉冲开关处于“切”位置时，此调节器不输出脉冲信号，但与它并列的另一套不受影响。如果将两套调节器的脉冲开关都切掉，整个励磁系统将没有励磁电流输出；但装置仍然带电，调节器的测量、运算、保护各单元仍照常工作，一旦脉冲开关重新闭合，调节器将按当时的计

51、算结果输出控制信号。所以，在操作脉冲开关时，要注意当时被操作调节器输出的大小，也就是它的输出占空比或可控硅的触发角的大小。 控制柜按钮和开关励磁装置提供工作电源的各供电回路都装设有小型断路器，励磁设备的工作电源分别取自厂用直流和相应的交流电源（参考设备出厂图纸）。两路电源经过隔离后作为调节器的控制和脉冲电源。对于HWJT-08DS励磁调节器，失去任何一路都不会影响励磁调节器的正常运行。但如果励磁装置失去厂用直流，其直流操作回路（远方调节）将无法工作，但装置的励磁输出不会有变化。励磁监控单元（工控机）的电源为厂用交流220V供电，失去此电源工控机将无法工作。5.2 励磁监控单元HWJT-08DS

52、励磁调节器通过励磁监控单元实现人机界面、试验录波、故障录波及通讯等励磁调节系统的后台功能。其开机和关机必须严格按照计算机的正常顺序进行。正常开机，自动进入HWJT-08DS微机励磁显示系统，如果退出励磁监控系统回到WINDOWS界面，可以双击桌面上的“HWJT-08DS微机励磁系统”快捷图标再次进入。5.2.1 主界面内部操作按钮主界面右下角的控制按钮与主菜单的作用是一样的，将鼠标放在按钮上，点击左键，可以进入各个子界面，点击退出按钮，则退出ECS-3000励磁监控软件。在系统原理示意图中，我们可以直接看到当前机组的系统图。在系统状态、工作参数、控制系统中可看到系统当前值及当前状态。按“返回”

53、按钮返回主界面。5.2.2 控制单元子界面控制单元子界面中，状态灯分别表示各通道控制单元子系统的状态（红灯闪烁为有效）。数据显示的为A 、B通道控制单元子系统的实际值，鼠标在英语符号上停留时，会显示相应的中文含义。点击白色按钮分别对单个通道发送命令，蓝色按钮则是对两个通道同时发送命令，发送命令后软件将会自动进行录波，并跳到录波界面。点击“返回”按钮，回到主界面。5.2.3 特殊控制在A通道表计，B通道表计中，以表计形式直接显示发电机电压、发电机电流、发电机有功、发电机无功、励磁电流、调差电压、电压给定、自动输出、电流给定、手动输出。表计显示的是参数的实际值，表计底部数据显示的是参数的标么值（标么值为实际值与额定值的比值）。界面中状态灯分别表示通道控制单元子系统的状态（红灯闪烁为有效）。点击“开机”、“停机”、“阶跃”和“录波”按钮对励磁系统发送相应命令