中小型水电站运行规程.doc

青龙二级电站运行规程
第一章 主要设备技术参数
一、水轮机技术参数(1# 2#机)
型号：HLD46.WJ.71
功率:2658KW
水头：99米
转速:1000转/分
设计流量：3.15m³/s
逸速: 转/分
出厂编号:240461和240462
生产日期:2005年5月
厂家：邵阳恒远资江水电设备有限公司
二、发电机技术参数(1# 2#机)
型号：SFW2500-6/1730
额定功率：2500KW
额定电压：6300V
额定电流：286.4A
额定功率因数：0.8
额定频率：50HZ
额定转速：1000r/min
飞逸转速：1800 r/min
相数:3相
接法:Y
励磁电压：59.5V
励磁电流：331A
绝缘等级：B/F
质量:21800kg
出厂编号:24046—1和24046--2
出厂日期:2005年11月
厂家：邵阳恒远资江水电设备有限公司
三、调速器技术参数(1# 2#机)
型号:YWT--1000
压力:2.5MPa
工作容量:10000N.M
操作电压:DC220V
压力罐容积:0.18m3
出厂编号:05033和05032
出厂日期:2005年5月
厂家:天津市科音自控设备有限公司
四、阀门电动装置技术参数(1# 2#机)
型号规格:DZW350
出厂编号:800761和800760
输出转矩:3500N.M
电机功率:7.5KW
输出转速:24r/min
电压:380V
防护等级:IP65
电流:19A
工作制:短时10公钟
出厂日期:2005年5月
厂家:常州众得利电动成套阀门有限公司
五、励磁调节器技术参数
1、型号：SMER-D
2、励磁电压响应时间：上升不大于0.08秒。下降不大于0.15秒。
3、调压范围：20%～130%。
4、调压精度：优于0.5%。
5、 频率特性：频率每变化1%，发电机端电压变化不大于额定值的0.25%.
6、 动态性能：零起升压：调节时间不大于5秒，超调量不大于15%，振荡次数不大于3次。10%阶跃响应：调节时间不大于5秒，超调量不大于阶跃量的50%，振荡次数不大于3次。 甩额定无功负荷：调节时间不大于5秒，超调量小于15%，振荡次数不大于3次。
7、调差系数整定范围：0～10%
8、给定值调节速度：可编程，满足不大于1%每秒，不少于0.3每秒。
9、起励：在约为空载励磁电流10%的起励电流下，能可靠起励。当残压满足自激条件时，也可残压起励。
10、灭磁：（1）正常停机“灭磁”命令下，自动逆变灭磁。（2）非停机今下，转速降至35HZ以下时，自动逆变灭磁。
11、可控硅控制角a分辨率：0.036度/码。
12、控制计算调节速度：1次/周波。
13、移相范围：半控桥0～160度，全控桥0～135度。
14、参数显示容量：10单元。
15、电参数显示精度：1%，采用百分制。
厂家：福州力持自动化有限公司
分接
位置
高压
电压(V)
电流(A)
1
40420

2
39460

3
38500
94.5
4
37540

5
36580

低压
电压(V)
电流(A)
6300
577.4

五、主变压器技术参数 标准代号:GB1094--1996
型号:S9-6300/38.5
额定容量:6300KVA
额定频率:50赫兹
电压组合:38500±2×2.5%V/6300V
相数:3相
联结组别:YD11
阻抗电压:7.59%
冷却方式:ONAN
使用条件:户外
绝缘水平: L1 200 AC85
L1 60 AC25
产品代号:1.710.541 器身重:7380kg 油重:2450kg 总重:12210kg
厂家:浙江江山特种变压器有限公司制造 2005年12月出品
六、户外高压六氟化硫断路器技术参数
型号:LW16-40.5 出厂编号:05G0113 制造年月:2005年12月
额定电压:40.5KV 额定操作顺序:O--0.3s--CO--180s--CO
额定电流:1600A 切合电流器电流:400A 失步开断电流:6.3KA
额定短路开断电流:25KA 额定气压: 0.60MPa 闭锁气压:0.52MPa
重量:660kg SF6气体重量:5kg 配:CT10-A型操动机构
配: LRG/LRGB电流互感器 3/6 只
接头组合: K1……K2 K1……K3 K1……K4
额定电流比: 150/5 / 150/5 200/5 / 200/5 300/5 / 300/5
准确级次: 0.2/10P 0.5/10P 0.5/10P
额定二次负载: 15VA/15VA 20VA/20VA 20VA/20VA
厂家:浙江开关厂有限公司

七、厂用电变压器技术参数
分接
位置
高压
电压(V)
电流(A)
1
6600

2
6300
9.16
3
6000

低压
电压(V)
电流(A)
400
144.3
标准代号:GB1094--1996
型号:S9-100/6.3
额定容量:100KVA
额定频率:50赫兹
电压组合:6300±1×5%V/400V
相数:3相
联结组别:Y.YNO
阻抗电压:3.85%
冷却方式:ONAN
使用条件:户外 绝缘水平:L1 60 AC25 出厂序号:10010050702
产品代号:1.710.3029 器身重:335kg 油重:105kg 总重:530kg
厂家:浙江江山特种变压器有限公司制造 2005年12月出品
八、励磁变压器技术参数(1# 2#机)
分接
位置
高压
电压(V)
电流(A)
1

2
6300
4.59
3

低压
电压(V)
电流(A)
105
285
标准代号:GB/T6451--1999 出厂序号:053660
产品代号:1HB710 053659
型号:LZB--41 额定频率:50赫兹
额定容量:41KVA 冷却方式:ONAN
联结组别:Y/△--11 相数:3相
电压组合:6300±5%V/105V 使用条件:户外
阻抗电压:6%
油重:100kg 器身重:210kg 总重:590kg

中华人民共和国湘潭华生变压器厂 2005年7月出品

第二章 微机监控及保护系统运行规程
全厂采用HL2001微机综合自动化系统,按“无人值班,少人值守”进行总体设计和系统配置.本着安全、可靠、经济、实用的原则,电站的日常运行完全依托计算机系统实现.对电站的安全运行密切相关的部分监控设备采用双重设置,如:开、停机操作、断路器跳合闸、灭磁开关跳闸操作、蝶阀操作等重要部分的操作除微机监控操作外在现地单元LCU上应设置手动操作,温度及电参量应另设一套独立的监测系统.不设常规控制系统.
一、系统网络方案
本站综合自动化系统采用全开放的分层分布式结构,整个系统由主控层和现地单元LCU层组成,主控层和现地单元LCU层通过10/100M以太网形成网络.主控层由两台主控机组成,采用双机互为热备用方式工作.现地单元LCU层又由管理层和直接控制层两层构成.
二、系统基本功能
1、主控层
主控层是全站的管理及控制核心,主控层设置两套工控机(1#、2#工作站),工作方式为:一主一备,互为热备用.主要用于电站运行的监控、操作、信息管理、系统的组态、维护、远动和优化控制,主备切换能无扰动地完成.正常运行时两套工控机系统均投入工作并接受和处理全部输入数据,但控制权由主用机执行,当主用机故障或退出运行时备用机自动转为主用工作状态,且切换过程无扰动.主控级作为电站的实时监控中心,包责全厂的自动化功能(AGC、AVC、EDC等)、历史数据处理(各种运行报表、重要设备的运行档案、各种运行参数特征值等)以及全厂的人机对话(全厂设备的运行监视、事故和故障报警.对运行设备的人工干预及监控系统各种参数的修改和设置等)、信息远传等任务.主控层还设置网络打印机1套.网络打印机完成打印报表的功能.
2、现地单元LCU层
现地单元LCU层又分为两层:一层为现地单元LCU管理层,另一层为LCU直接控制层.现地单元具有当地监控功能,可脱离上位机系统独立运行,各现地控制单元直接完成生产过程的实时数据采集、保护,单元设备状态的监视、调整、控制以及与上位机通信联络等功能.后台控制与现地控制二者之间既可通过上位机自动切换,也可在机旁手动切换.以手动优先、下层优先的方式,使运行操作人员能方便地在各控制层之间选定对设备的控制权.
a、LCU管理层
LCU管理层功能为接收由直接控制单元传来的运行状态及运行数据,对数据进行处理,并将处理的数据送到主控层;接收并执行由主控层发来的各种命令,实现对所属设备的自动控制.接收人为命令,根据人为命令或存入的运行计划,自动控制所属设备的运行,同时对所采集并经处理的数据用于打印、显示及存储.
b、LCU直接控制层
直接控制层是系统的基础层，由各种不同的控制单元构成，各控制单元直接与电站二次设备联接。一个控制单元完成某一设备的监控或保护任务。控制单元的功能是采集电站各设备的运行数据及状态，向主控层传送所采集的数据，同时接受并执行主控层发出的各种操作命令，完成对电站设备运行的监视、控制及保护。直接控制层设有手动操作元件。
3、系统组屏方案
微机监控保护系统组屏方案：1#机组微机保护同期屏、1#机组顺序控制屏、2#机组微机保护同期屏、2#机组顺序控制屏及主变及公用设备和全厂油汽水系统辅助设备控制屏以及电池屏、直流屏共七个屏。为了保证每台机组工作的独立性和可靠性，要求每台机组单独设置了自动准同期装置和手动准同期装置。主变高压侧开设自动准同期控制，低压侧不设同期点但操作回路要求与高压侧开关相闭锁，确保操作可靠性。现地单元LCU层采用一体化工作站，每个LCU单独设置一套。
（1）微机保护同期屏：每台机组设置一面微机保护同期屏，屏内装设发电机主保护一套和发电机后备保护一套。设置微机自动准同期和手动准同期各一套，完成机组同期。
（2）机组顺控屏：每台机组设置一面机组顺控屏，屏内设一体化工控机一台，完成机组电气量、非电气量、开关量和电度量的数据采集、控制、屏幕监视、下层数字通讯、上层网络通讯等功能。屏内装设LCU装置一套，以及相应的开关、按钮、指示灯、仪表，完成机组的自动控制和监视。
（3）主变线路保护公用屏：屏内设有一体化工作站一套，完成公用电气量、非电气量、开关量和电度量的数据采集、控制、屏幕监视、下层数字通讯、上层网络通讯等功能。屏内装设LCU装置一套完成公用设备和辅机的自动控制和监视。屏内装设主变主保护单元一套，后备保护单元一套，线路保护单元一套，厂用电管理单元一套。全电子电能表一只。
（4）电池屏和直流屏：电池屏安装了十八只12V德国阳光牌蓄电池；直流屏安装三块HD22010-2充电模块和一台IVT-3000DB电源逆变器，完成对蓄电池的充电并向各控制回路和各控制屏提供直流或交流电源。
三、发电机测控保护单元操作说明(LH-B02)
1、控制保护单元上电后,正常批示灯闪烁即已进入监控保护状态,主菜单为:

1、运行参数和状态
2、定值查询和修改
3、控制命令
4、事故和故障记录
5、装置信息

通过操作面板上的↑或↓键进行光标的上下移动，按键按下超过3秒仍没释放则此次按键操作无效.若同时按下两个或3个按键，则操作也无效。当光标棒处于“1、运行参数和状态”栏时，操作面板上的“确认”键即进入实时运行参数状态画面，舅下所示：
F=00.00 NO:00
Ia=000.0 Ua=000.0
Ib=000.0 Ub=000.0
Ic=000.0 Uc=000.0
I0=000.0 U0=000.0
P=000 Q=000
----------------------------------
00:00:00

F:频率；NO：表示本单元通讯站号。Ia，Ib，IC，Ua，Ub，Uc，P，Q分别为三相电流，电压和有、无功功率。I0，U0为零序电流和零序电压，“00：00：00”表示时间的时，分，秒。操作“取消”键则返回到上级主菜单画面。
2、当显示画面处于主菜单画面，将光标棒移到“2、定值查询和修改”栏，操作面板上“确认”键，则进入定值查询和修改画面，如下图所：

密码

******

若查询定值只须操作面板上的↑或↓键，不需输入密码。定值查询完毕，操作“取消”键则返回到上级主菜单画面。若修改定值，则按操作面板上的“确认”键，液晶显示屏上“*”号全变为“0”，然后操作←或→键动光标，操作+或—键在相应位上输入密码数字，密码输入后操作“确认”，若密码正确即进入定值修改画面，显示如下：

电流系数

0008.0

3、定值修改和输入密码值一样，操作←或→键移动光标位，然后操作+或—键在相应位上输入正确的数字即可。操作↑键，画面则翻到下一定值参数画面，如电压系数，I段过电流等，修改数值的操作同上。操作↓键则返回上一定值参数画面，第一个定值参数是作户密码，电流系数为第二个定值参数，最后定值参数画面是通讯站号画面。修改完定值后操作“确认”键即进入询问“需要保存吗”画面，再操作“确认”键即保存定值，控制保护单元复位返回主菜单。若操作“取消”键则返回主菜单而不修改定值。定值修改也可以在上位机上运行保护调试程序，利用RS485通讯直接修改控制控制保护单元定值，注意同一RS485网线上各保护单元通讯站号应不同。电流系数和电压系数用于校正微机采样计算值，采样计算值应等于实际电流和电压值，定值输入值均按十制数输入。
4、当显示画面处于主菜单画面，将光标棒移到“3、控制命令”栏，操作“确认”键，即进入控制命令画面，显示如下：

控制命令

分闸
合闸

通过操作↑或↓键将光标棒移到“合闸”或“分闸”栏，然后操作“确认”键即执行合闸或分闸操作。分闸状态操作“分闸”无效，有故障操作“合闸”无效。
5、当显示画面处于主菜单画面，将光标棒移到“4、事故和故障记录”栏，操作“确认”键即进入事故和故障记录画面，有事故和故障发生则显示，无事故和故障发生则显示空白。例如有3条事故和故障记录，则显示如下：

SD06.01 11:34:23
I=05.2 U=038.5
-------------------------------
GL10.08 14:02:45
I=04.8 U=045.2
-------------------------------
LX=12.23 22:18:55
I=02.1 U=032.0

其中第二条记录表示事故类型为GL（过流Ⅱ段），时间为10月8日14时2分45秒，动作时最大电为4.8A，最小电压45.2v。此3条记录为最新3条事故和故障记录。操作“取消”键则返回主菜单。控制保护单元掉电后，最新3条事故和故障记录在案不会丢失，重新上电后可查看。当事故和故障出现时微机自动跳到事故和故障显示画面，以提示用户查看，操作“取消”键则返回主菜单。
6、当显示画面处于主菜单，将光标棒移到“5、装置信息”栏，操作“确认”键即进入装置信息画面，显示如下：
此信息说明本保护控制单元类型为LH-B02，软件版本号为2.01，当前日期和时间为2001年10月23日，星期五，10时45分58秒。若在此画面操作“确认”键即起家入时钟修改，通过操作←、→、↑、↓键移动光标，+、-键修改数值，在年、月、日、星期、时、分、秒上输入正确的时钟值，然后再操作“确认”键即刷新时钟，若操作“取消”键则返回不修改。
7、在非参数修改画面下，操作“复归”键则微机复位。

LH-B02
VERSION：2.01
2001.10.23.05
10:45:58

第三章 发电机运行规程
第一节 运行规定
1、 每台发电机均应按其本站的顺序编号,并将序号明显地标明在发电机外壳上,
发电机的附属设备应有相应的编号.
2、 发电机按照部颁各有关规程的规定所装设的继电保护及自动装置机构、原理
更改,均应有正式批准的方案和图纸.在发电机的监视测量仪表上标出运行额定的红线.
3、 每台发电机均应建立档案及运行备品,其主要内容有:
A、 运行维护所必须的备品
B、 发电机安装维护使用说明书和随机供应的图纸
C、 发电机安装、检查和交接试验的各种记录
D、 发电机运行、检修、试验和停机的记录<包括技术文件>
E、 发电机缺陷和事故的记录
F、 发电机及附属设备的定期预防性试验分析记录
G、 现场运行规程

第二节发电机的正常运行方式
1、 发电机正常运行，其各表计都应在额定值范围，不得超过。
2、 发电机安装和大修后，经满负荷，试运行72小时未发现异常情况，即可交付
运行人员按规定长期运行。
3、 发电机额定电压为6.3 kv，允许变动范围为±5%即6.0-6.6kv,最高运主电压
不得大于6.93KV,定子电流不得大于额定值的105%，即290A，频率为50HZ。单机带厂用电运行，允许变动范围48-52HZ。
4、 发电机功率因数不低于0.8（滞后），允许用提高功率数的方法把水轮发电机的
有功功率提高到额定视在功率。
5、 发电机最佳负荷为2500KW，允许超过5%额定值运行。
6、 发电机经烘干干燥后,其绝缘电阻在实际冷态下不低于下列数值:定子绕组20
兆欧;转子励磁绕阻1.5兆欧.
第三节 机组启动前检查
一﹑水机启动前检查
1、有关设备的各部接头及盘后各有关接线应接触良好,无松动、脱焊、掉线及绝缘
损坏等现象.
2、继电保护、自动化和励磁盘各有关插件插入并接触良好.
3、有关继电保护、自动化回路完好,信号继电器已复归,有关压板在规定位置上,
控制屏(台)各有关表计及信号灯完好指示正确.
4、集电环、碳刷引线周围应整洁,无碳粉集存,碳刷在刷架内应能上下移动自如,
不能偏转且碳刷与集电环接触紧密良好.碳刷引线与机壳或不同极性的碳刷之间无相碰现象.灭磁开关完好且确已断开,触头无烧灼痕迹.可控硅励磁装置检查及操作按规定项目进行.
5、励磁变压器清洁,无漏油且油位正常;瓷瓶光滑无裂纹,高压熔丝外部完好无损.
6、发电机的真空断路器在分闸位;隔离刀闸分合灵活;电压互感器、电流互感器外
部清洁,无可疑痕迹,接地良好;高压熔断器外部完好无损;开关柜各支持瓷瓶清洁,无裂纹、联锁装置完好,分合闸指示下确.
7、 厂用电源及直流电源正常;操作回路、控制回路、保护回路、熔断器完好,并恢
复各回路正常供电,直流系统无失地现象.
8、 查工作票是否消除，检修人员全部撤离现场。调速器油压正常，油泵起动正常。
9、 查剪断销是否有剪断，更换剪断销应关闭主阀。
10、 冷却水压力正常;进水闸阀全开。
11、 各导轴承油位、油色正常。
二、电气启动前检查
1、 机组停机超过72小时，应测量定、转子绝缘电阻，定子绝缘用2500V摇表测
量，测量值应大于6.3兆欧。
2、 查该机安全措施情况，该机组一切工作票应全部收回，各短路接地线、标示牌
均应拆除，检修人员退出，场地清洁。
3、 检查该机组是否有其它故障。
4、 检查机组真空开关，灭磁开关在断开位置，隔离刀闸在合闸位置，励磁风机电
源开。
5、 检查该机组开关、刀闸、灭磁开关动作正确，跳合闸指示正确。
6、 查该机组保护控制电源投入、保护连接片全部投入，机组自动化控制电源投入，
连接片全部投入、励磁控制保护电源投入，调速器油压投入。
7、 查励磁装置外部接线完好，可控硅元件，快熔均无损坏，励磁变接头接线完好，
无变色松动现象。
8、 如有发现设备缺陷，值班人员应及时报告上级领导并做好设备缺陷登记记录，
经查明原因，并消除缺陷后方可开机运行。
第四节 机组启动及停止操作
一、自动开机 （以1#机为例）
1、查 1＃机旁通阀在全关位置。
2、查1＃机闸阀在全关位置，切换开关在联动位置，工作电源全部投入。
3、查1＃机总冷却水闸阀在全关位置，工作电源投入。
4、查1＃机上导、下导的冷却水进出口闸阀已打开。
5、查1＃机制动器确已复归，制动油压正常。
6、查1＃机调速器工作电源确已投入，锁定退出，油压正常。
7、查1＃机励磁调节器，励磁风机，励磁盘工作电源投入。
8、查1＃机断路器上、下隔离刀闸确已投入，开关在已储能状态。
9、查1＃机LCU屏、综合屏的操作电源、控制电源确已投入。
10、查1＃机同期开关在自动位置， 自动准同期单元投入。
11、发1 #机开机令。
12、查1#旁通阀确已打开。
13、查1#蝶阀确已在全开位置。
14、查1#总冷却水阀门确已全开。
15、开导叶在空载位置。
16、查1#机组灭磁开关确已合上。
17、查1#机组确已建压。
18、合(601)开关。
19、将1#机组负荷带到额定值。

二 、自动停机（以1#机为例）
1、发1 #机停机令。
2、自动减1 #机有功、无功至空载。
3、自动跳1 #机断路器。
4、自动关导叶至全关位置。
5、转速下降至35%额定转速自动刹车，当转速<5%自动复归。
6、关闭1#机总冷却水闸阀。
7、将1 #机调速器锁定投入，并将电源切除。
8、将1＃机励磁调节器，励磁风机，励磁盘工作电源切除。

三、手动开机 （以1#机为例）
1、查1#机组无故障信号。
2、查1＃机旁通阀在全关位置。
3、查1＃机前导、后导的冷却水进出口闸阀已打开。
4、查1＃机调速器工作电源确已投入，锁定退出，油压正常。
5、查1＃机励磁调节器，励磁风机，励磁盘工作电源投入。
6、查1 #机组制动闸确已落下，制动油压正常。
7、查1＃机断路器手车确已推入，开关在已储能状态。
8、查1＃机LCU屏、综合屏的操作电源、控制电源确已投入。
9、查1#机组LCU屏近、远控切换开关在现地位置，并在开环状态。
10、开1#机组旁通阀。
11、待蜗壳充满水，开1#机组蝶阀至全开位置。
12、开1#机组总冷却水闸阀至全开位置。
13、开1#机组各导轴瓦的进出口闸阀。
14、开1#机组导叶至空载位置。
15、当机组到额定转速时，合上灭磁开关，并以额定电压起励。
16、把1#机组同期选择开关切到手动。
17、待机组同期灯亮，合上（601）开关。
18、手动增有功、无功至额定值。

四、手动停机 （以1#机为例）
1、将1 #机近远控切换开关切到现地。
2、将1 #机组负荷减至空载。
3、跳1 #（601）机断路器
4、查1 #机断路器确已断开，位置指示灯正确。
5、跳1 #机组灭磁开关。
6、查1 #机组灭磁开关确已断开。
7、将1 #机导叶全关。
8、当转速下降到35%的额定转速时，对机组进行刹车。
9、待机组转速为零时刹车复归。
10、把调速器锁定投入，断开调速器的工作电源，关闭总油阀。
11、断开励磁调节器、励磁风机、励磁盘的工作电源。
12、关闭1 #机各导轴瓦冷却水的闸阀。

第五节 机组的升压、并列操作
1、 发电机启动正常后,升压前值长应与各值班员联系好,由值长下达升压、并列
命令,操作顺序按<操作作票>制度执行.
2、 在升压过程中应注意:
(1) 发电机三相定子电流应为零,如果定子回路有电流,应中止操作票执行,并立即
跳开灭磁开关,停机检查.查明原因并予以消除.
(2) 升压过程中应防止空载过电压,当发电机电压升至额定值时,应检查励磁电流
是否与平常空载相符(197A).否则应查明原因并予以消除.
3、 电站的并列方式为为自动准同期和手动准同期并列.值长应视具体情况正确
选择并列方式.
4、 自动准同期并列时,如果自动准同期装置不能及时调整机组在同期条件下时,
可用手动帮助调整.
5、 手动准同期并列操作时,必须注意以下两点:
(1) 当整步表指针很快地转向中心线或来回摇动和指针没有转动便停留在中心线
不动时,均不允许合闸.
(2) 应在整步表指针慢慢地转向中心线且稍提前一定角度发出断路器的合闸指令.
第六节 机组的解列操作
1、 在正常情况下,机组解列、停机必须接到调度通知或与调度联系取得同意后,由
值长统一指挥,各值班人员将机组有功负荷、无功负荷缓慢减至零,然后断开发电机的真空断路器,断开灭磁开关.解列、停机具体操作按操作作票规定执行.
2、 对于开停机频繁的机组一般情况下允许处于热备用状态.当停机时间超过48小
时或检修时,应将机组隔离开关断开,使机组处于冷备用状态或检修.
3、 在减负荷过程中,应相应调整运行机组负荷,保持系统电压、频率在正常值范围
内.

第七节 停机后的工作
1、 对一次设备进行全面系统的检查,并将情况详细记录在运行日记上,发现缺陷
还应在缺陷记录薄上进行记录.
2、 停机检修或长时间停止转运的机组,应测量定子回路和励磁回路绝缘电阻,并
进行记录.
3、 检查灭磁开关接触部分,如有过热和烧伤应及时消除.
4、 对碳刷、集电环上的污垢和积粉进行清扫.

第八节 机组运行监视
一、发电机运行监视
1、检查发电机运行是否正常，发电机各导油盆油位是否过高（或过低）。
2、发电机中性点、电流互感器、电压互感器、电缆、母线铝排等连接处是否良好，
有无破损、发热、变色等现象。
3、检查发电机转子滑环炭刷工作情况，炭刷有无冒火花、跳动、卡住、过短等现
象。
4、检查真空开关气压是否正常，变压器油位油色是否正常，有无渗漏现象，瓷瓶
套管有无破裂，变压器有无异常声响，接头有无发热闪洛现象。
5、在无雷电时，检查避雷器、瓷瓶、放电记数器是否清洁、无裂纹、放电闪洛现
象，放电记数器完好，各接地连接部分完好，无发热烧伤痕迹。
6、检查中发现异常现象应立即报告值班长，由班值长做好记录,无法处理则应报告上级领导，通知有关人员处理。
二、水轮机运行监视
1、 推力轴承、前导轴承、后导轴承振动声响正常，瓦温小于60℃，报警为 65℃，
事故停机为70℃.
2、 油盆油温比瓦温低5℃左右。
3、 各导轴承油槽油位在油标两红线之间。
4、 蜗壳进水压力为 10 kg/cm²，小于此值时，说明进水口拦污栅有堵塞或水量不
足。
5、 机组过速值为130%，此时应紧急停机，关闭机组导叶，如遇调速器失灵，应快
速关闭主阀，以免造成飞车。
6、 制动油压为25 kg/cm²，最低18 kg/cm²，制动转速为额定转速的35%，为了防
止推力瓦油膜破坏，应尽量减少低速运行，如遇机组剪断销剪断，卡死，应快速关闭主阀，并向值班长汇报。
第九节、机组的巡视检查
一、发电机正常巡视检查项目
1．发电机励磁系统，如可控桥、复励桥电流分配，各开关及接头的接触发热情况，
可控硅散热以及快速熔断器、风机动作情况。
2．机组各部分温度、响声、振动是否正常，冷却空气进出口温度、冷却水压有无
超过规定值或异常，冷却器有无漏水及堵塞。
3．机旁盘、控制系统的表计指示及保护、控制位置信号指示情况与实际是否相符。
4．机组定、转子引出线接头有无异常或过热征兆。
二、、滑环巡视检查应包括下列各点：
1．碳刷与集电环接触应良好；碳刷不应冒火花，但可允许有极小部位有微弱的兰
色圆球状小火星，但火花不超过1．5级式微弱的兰色小火星。
2．碳刷上的压力适当0．02～0．025Mpa；(保持不冒火花的最小压力)，碳刷在框
内应能自由出入，无摇动、摇摆或卡住的情况。
3．碳刷边缘应无缺损、剥落现象；
4．碳刷连接软线应完整、接触紧密良好、无发热、碰机壳现象；
5．碳刷的磨损相当多时，应换新电刷，新电刷型号必须与原来电刷相同，同一极
性上所有电刷应一起更换。机组在运行中不得更换电刷，如需更换必须停机。
6．刷框和刷架及集电环上应无碳刷粉末，如有应在停机后由值班人员用工业酒精
或工业汽油及干净的白布进行擦拭。
7．当发电机出现“转子一点接地”故障时及有可能因碳刷粉末粘附至转子当中，各值应按f进行处理，再用压缩空气进行吹扫，若故障不能排除应停机，使用500V摇表进行绝缘测量，测出接地点排除故障，避免故障的扩大。
8．若整流子或滑环上有较大的火花产生，可用“0”号沙纸或细锉打磨集电环，并压紧刷架。
9.机组停机10天以上，在起动前应测量定子回路和转子回路的绝缘电阻(分别使用2500V及500V摇表)，若绝缘电阻不符合规定(即定子回路吸收比≥1．3，转子回路绝缘电阻≥O．5MΩ)若绝缘电阻不符合规定，可判断是由于受潮引起。可通过加入直流电流法(使用直流电焊机)外用卤钨灯分点烘干，并保持环境干燥，或通过机组空载运行来提高绝缘电阻。
三、发电机的不正常运行及其事故处理
1、当运行中的发电机发生不正常运行时各值应加强对设备的监视和巡回检查，特别是发电机的温度和电流。
2、在事故情况下，允许发电机短时间过负荷运行。其过负荷允许时间如下：
If/Ied
1.1
1.12
1.15
1.20
1.25
1.5
发电机电流（A）
315
320
329
344
358
430
允许时间（分钟）
60
30
15
6
5
2

If为过负荷电流，Ied为发电机的额定电流。
3、当发电机的定子电流超过允许值时，(即286.4A)运行人员应查看发电机的无功功率和电压。并注意电流超过允许值的时间。用降低励磁电流的方法，即减少无功功率来降低发电机定子电流的允许值范围内。但不得使功率因素过高或电压过低(5．5KV)。如果采用降低励磁电流不能满足要求时则可以与调度联系降低有功负荷。
第十节 发电机的事故处理
一、事故处理的基本原则：
1．尽量限制事故扩大，解除对人身和设备的危害，各值人员按照班组安排，统一由值长领导服从值长分配，处理事故时，值班人员应迅速．沉着．果断，不要惊慌失措，尽力保证设备的正常运行。
2．厂用电是电站正常生产的先决条件，运行人员应力求尽快恢复厂用电源。一般在事故发生后，由赤坑电站提供本站紧急厂用电源。若不能在短时间内送电，本站应开启机组自带厂用电。
3．凡危及人身伤亡和重要设备损坏，可以不需要请示值班调度员或站领导同意后，采取紧急事故处理，事故处理后，再将有关情况进行汇报。
4．事故处理后，再恢复送电过程中，值班人员应按《操作票制度》执行。同时应对设备进行详细的巡回检查。
5．事故处理，恢复送电后，在汇报事故的过程应做到详细．准确，并做好事故记录工作。值长及分管领导应及时组织有关人员进行事故分析．总结。提高运行水平和反事故处理能力，积累经验。
二．在交接班时发生事故，而交接手续未办理结束时，应暂停交接，由交班人员负责事故处理。接班人员若要参与处理事故，须经双方值长允许后，协助事故处理，待恢复正常时，方可继续进行交接班。若事故不能及时处理，在接班者允许下，双方对事故进行认真交接，并在办理交接班手续后，交班者方可离开现场，由接班者继续处理。
三．事故发生后，值班人员必须依据下列顺序消除事故：
1．根据各表计指示及信号，音响指示和设备外部征象正确．迅速判断故障的性质．地点和范围。
2．危及人身和设备安全时，应立即解除，必要时可停止设备运行，对所有未受损坏设备，应保持正常运行。
3．经分析判明故障类型后，值班人员应尽可能地恢复正常，若因备品不足等原因一时不能处理，应尽快向领导汇报，便于及时安排采购．处理。
4．值班人员应将事故情况．处理结果．结论详细记录在运行日志等有关记录上，并真实．准确地向领导汇报。
5．事故处理后，所在班组应及时召开事故分析会，总结处理经验，提高处理事故的能力。同时站部对处理结果进行评定。
（一）发电机发生剧烈振荡或失去同期
现象：
a．定子电流表指针剧烈来回摆动，偏大于正常值；
b．定子电压表指针剧烈摆动，较通常是电压降低；
c．有功功率．无功功率表在表盘整个刻度上全盘摆动：
d．转子电流(励磁电流)表指针在正常值附近摆动；
e．发电机发出鸣叫声．