跌水电站运行规程.doc

鲤鱼塘水库跌水电站发电设备

运
行
规
程

(试 运 本)

重庆市鲤鱼塘水库开发有限公司
鲤鱼塘水库跌水电站

二○一○年十月

批准：

审定：

校核：

编写：
目 录
序 言 1
1 发电机运行维护规程 3
1.1内容与适用范围 3
1.2主要技术规范 3
1.3发电机运行的一般规定 4
1.4 发电机正常操作 5
1.5 发电机的运行与维护 10
1.6 发电机的非正常运行及事故处理 11
2 变压器运行维护规程 20
2.1 内容与适用范围 20
2.2 主要技术规范 20
2.3 变压器允许运行方式 21
2.4 变压器正常运行时的监视和维护 22
2.5 变压器的非正常运行和事故处理 25
3 高压配电设备运行维护规程 30
3.1 内容及适用范围 30
3.2 设备概述及主接线方式 30
3.3 高压配电设备的运行和维护 31
3.4 非正常运行和事故处理 37
4 厂用电运行维护规程 39
4.1 内容与适用范围 39
4.2 厂用电设置及运行方式 40
4.3 厂用电设备运行操作 42
4.4 厂用电系统的巡视检查和维护 46
4.5 厂用电故障处理 48
4.6 厂用电动机的运行和维护 50
5 直流系统运行维护规程 51
5.1 内容与适用范围 51
5.2 主要技术规范 51
5.3 直流屏的正常操作 53
5.4 直流屏的运行维护 56
5.5 设备的故障处理 59
6 励磁系统运行维护规程 60
6.1 内容与适用范围 60
6.2 主要设备技术规范 60
6.3 励磁系统操作与维护 62
6.4 励磁系统的非正常运行及事故处理 64
7 计算机监控系统运行维护规程 67
7.1 内容及适用范围 67
7.2 设备概述 67
7.3 监控系统应用操作 68
7.4 保护系统应用操作 79
7.5 常见故障处理 79
1 水轮机运行维护规程 81
1.1内容与适应范围 81
1.2 设备主要技术规范 81
1.3 水轮机运行的一般规定 81
1.4 水轮机的运行与维护 84
1.5 水轮机事故及故障处理 85
2 调速器运行维护规程 89
2.1内容与适应范围 89
2.2 设备技术规范 90
2.3 正常运行方式 90
2.4 正常操作 91
2.5故障处理 95
3 测温制动屏运行维护规程 99
3.1内容与适应范围 99
3.2 设备规范 99
3.3 运行与维护 100
3.4 故障处理 101
4 工作蝶阀运行维护规程 102
4.1内容与适应范围 102
4.2 设备技术规范 102
4.3 正常操作 103
4.4 常见故障处理 103
5 调压阀运行维护规程 104
5.1内容与适应范围 104
5.2 运行与维护 105
6 闸门及启闭机运行维护规程 106
6.1内容与适应范围 106
6.2主要设备技术规范 107
6.3 运行操作与维护 110
7 流量调节阀系统运行维护规程 122
7.1内容与适应范围 122
7.2主要设备技术规范 123
7.3 流量调节阀系统使用操作及维护 123
1 技术供水和排水系统运行维护规程 126
1.1内容与适用范围 126
1.2主要设备技术规范 126
1.2 运行方式 127
1.3 运行操作 127
1.4 运行维护 128
1.5 设备异常及事故处理 129
2 压缩空气系统运行维护规程 131
2.1内容与适用范围 131
2.2主要设备技术规范 131
2.3 运行的一般规定 132
2.4 运行方式 132
2.5 运行操作 133
2.6 空气压缩系统的维护 133
2.7 设备异常及事故处理 135
3 油系统运行维护规程 137
3.1内容与适用范围 137
3.2设备概述及运行方式 138
3.3 设备运行操作 138
3.5设备巡检及定期维护 140
4 主厂房桥机运行维护规程 141
4.1 内容与适应范围： 141
4.2 设备技术规范 141
4.3 桥机运行的一般规定 142
4.4 日常维护 145
5 工业电视系统使用操作规程 146
5.1内容与适用范围 146
5.2主要技术参数 147
5.3 正常操作 149
5.4 使用维护 150
6 消防报警系统操作使用规程 151
6.1内容与适用范围 151
6.2 消防系统设置说明 151
6.3 消防系统使用操作 152
6.4 消防系统的运行维护 154

鲤鱼塘水库跌水电站发电设备运行规程（试行）
鲤鱼塘水库跌水电站运行规程
(试 行)
序 言
鲤鱼塘水库跌水电站位于鲤开县大德乡宝珠村，离开县县城6kM。跌水电站最大毛水头92.39m，额定水头87m，最大引用流量12.45m3/s，总装机容量3×3000kW，为卧轴混流式水轮发电机组，设计年平均发电量3330万kW.h。
跌水电站采用35kV电压等级送出线一回，与镇东35kV变电站相连接，输电线路1.6kV。电站主接线方式采用：发电机侧为一组扩大单元和一组单元接线，即1＃机和2＃机组成扩大单元接线，3＃机为单元接线；35kV侧为单母线接线。发电机选用三台SFW3000-8/1730型发电机，额定电压6.3kV，发电机采用自并激可控硅静止励磁方式。主变分别选用S9-8000/35型和 S9-4000/35型油浸式电力变压器。厂用变为两台干式变压器：型号为SCB10-120/6.3。6.3kV和35kV电气设备均为户内成套设备装置。
鲤鱼塘水库跌水电站采用计算机监控为主，区域自动控制为辅的监控模式，按“无人值班、少人值班”的运行管理模式运行。电站综合自动化包括全厂计算机监测与控制、数字励磁系统、调速系统、继电保护系统、直流电源系统、同期系统，通讯系统、工业电视系统及自动火灾报警系统等。
监控系统采用一套以光纤以太网为基础的分层分布式开放系统。系统由电站控制级和现地控制级组成，采用IEEE802.3以太网结构，实现对全设备的测量、控制和监视，同时考虑与水情测报系统、电力调度系统等到之间的通信连接。
电站直流电源采用220V电压等级，电站设厂内通信系统，与电力调度主要采用光纤通信，同时，辅之以程控市话通信方式。
随着电站设备配置自动化程度的高要求，对运行值班及管理人员的业务技能和管理水平也有相应要求。为此，编制本套运行维护规程，跌水电站全体运行及管理人员应遵照执行。

电气运行维护规程

1 发电机运行维护规程
1.1内容与适用范围
1.1.1本规程规定鲤鱼塘水库跌水电站发电机的运行操作、维护及事故处理。
1.1.2 本规程适应于鲤鱼塘水库跌水电站发电机的运行与维护。
1.1.3 鲤鱼塘水库跌水电站全体运行人员应掌握本规程，生产技术管理人员及设备维护、检修人员应熟悉本规程。
1.2主要技术规范
序号
名 称
参 数
序号
名 称
参 数
1
型 号
SFW3000－6/1730
14
短路比fko
1.03
2
额定功率PN(KVA)
3750
15
纵轴同步电抗Xd
1.083
3
额定电压UN(V)
6300
16
纵轴瞬变电抗Xd′
0.196
4
额定电流IN(A)
366
17
纵轴超瞬变电抗Xd〞
0.136
5
额定转速(r/min)
1000
18
横轴同步电抗Xq
0.58
6
飞逸转速(r/min)
1750
19
横轴瞬变电抗Xq′
0.58
7
功率因素COSΦ
0.8
20
横轴超瞬变电抗Xq〞
0.149
8
额定频率FN(HN)
50
21
零序电抗Xo
0.045
9
气隙长度δ(mm)
12.5
22
逆序电抗X2
0.143
10
空载励磁电流Ifo(A)
178
23
转动惯量（T.㎡）
6.5
11
空载励磁电压Ufo(V)
24
24
设计效率η（％）
96.6
12
额定励磁电流If(A)
357
25
接线方式
Y
13
额定励磁电压Uf (v)
70
26
绝缘等级
B/F
1.3发电机运行的一般规定
1.3.1 发电机可在下列使用条件下连续额定运行：
1发电机按制造厂铭牌规定可长期连续运行；
2发电机周围空气清洁、干燥、无酸性气体；
3发电机风道通畅，无堵塞，避免让灰尘进入，并保证有足够的冷却风量；
4环境温度不超过40℃；
5 冷却水温度不超过25℃。
1.3.2 发电机绝缘电阻的规定
对全部电气设备检查完毕后，应测量发电机定子回路的绝缘电阻和励磁回路的绝缘电阻。励磁回路的绝缘电阻用1000V摇表测量，测量时应将转子一点接地保护及自动励磁调节装置退出，其值不得小于0.5MΩ。定子回路的绝缘用2500V摇表测量，其标准如下：
1、绝缘电阻值不低于交接或大修时同温度下测量结果的1/3~1/5；
2、 绝缘电阻吸收比R60/R15大于1.6；
1.3.3 发电机运行参数的规定
1、发电机机端电压变化范围为额定值的±5%，最高不得大于额定值的110%（即6930V），且励磁电流不得超过额定值（即357A），最低不得低于额定值的90%(即5670V)，且定子电流不应超过额定值（即366A）。
2、发电机的进口风温不超过40℃,出口风温不超过70℃。
3、发电机座式轴承和和推力轴承最高温度不超过65℃。
4、定子线圈温度不应超过105℃。
5、发电机的频率范围不超过±0.5HZ。功率因素一般不应超过迟相的0.95，必要时可在0.95—1之间运行，但应注意不使转子电流和定子电流高于允许值。
6、在额定负荷下，发电机三相不平衡电流之差不得超过额定电流的20%，同时任何一相电流不得大于额定值。
1.4 发电机正常操作
1.4.1 新安装或大小修后发电机投运前必须满足以下条件：
1、现场设备标示齐全，场地整洁，无灰尘、泥垢，对设备进行全面检查，确认设备上无遗留物件，人员已全部撤出；
2、检查转动部件和在运行中可能受力或引起振动的静止部件，保证其固定良好（如各部螺冒、螺母是否拧紧，碳刷、滑环是否脱卡，各部接线、引出线有无松动，接触不良等情况）；
3、拆除所设安全措施（如接地线、地刀、标示牌、临时遮栏等）恢复常设遮栏；
4、发电机及其辅助设备，继电保护和自动装置及监视装置调试完毕，符合规定要求；
5、发电机辅助设备装置的接线竣工图完整，且图实相符；
6、蜗壳排水阀已关闭，尾水闸门、进水工作闸门已全开，压力钢管已充水，技术供水系统已恢复备用，调速器系统已恢复备用。
7、摇测发电机定子和转子线圈的绝缘电阻，（如不符合要求应进行烘机）；
8、轴承润滑油油面指示正确，油质符合要求；
9、检查配电盘、开关柜、各操作控制开关位置是否正确；
10、交直流电源，各声、光信号正常无报警；
11、励磁装置已具备起励条件（交直流电源、励磁变压器隔离开关、电压互感器隔离开关，阳极开关是否投入）。
12、分别对水机---发电机、发电机----变压器作一次保护联动试验。
13、发电机机组屏上的开机准备成熟，相应指示灯亮。
1.4.2 长期停运后的机组启动其检查项目同1.4.1条2—12项
1.4.3 发电机在检修后的启动
1、发电机在中小修后开机由运行班和检修班共同进行，以运行班为主、检修班为辅，联合开机，由值班长全权指挥，检修人员应对所修设备作必要的巡视；大修后，由运行班值、检修班联合开机，由站领导负责指挥，机组运行正常后再交给班值。
2、发电机一经启动,即认为发电机及其回路已带电,除巡视外，任何人不得再去发电机回路上工作。
3、当发电机转速达到额定转速一半左右时,电气人员检查滑环上的碳刷振动或接触情况是否正常。
4、转速达到额定后，检查机组一切正常，即可按正常开机程序升压并车。
1.4.4 开机操作
1、自动开机
1) 检查并确认机械方面完好，符合开机要求，所有交、直流电源和保护投入，保护控制屏上无任何事故、故障报警信号。
2) 机组无事故；导叶在全关位置；无停机信号，发电机出口断路器手车推入工作位置且开关处于分闸位置；机组屏上开机准备成熟即白灯亮。
3）确认同期方式为“自动同期方式”。
4）检查调速器应为自动运行方式。
5）检查励磁装置为自动运行方式。
6）现地自动开机：在机组LCU控制屏上按“开机”按钮，即开机，机组将自动达到空载状态。
7）后台电脑开机：
8）巡视人员检查各开机步骤是否正常。
9）开机完成后，按要求给定负荷。
10）巡视人员检查调速器、励磁装置、集水井排水泵、低压空压机和冷却水系统运行是否正常。
11）报告调度开机完毕并作好记录。
2、手动开机
1）检查并确认机械方面完好，符合开机要求，所有交、直流电源和保护投入，保护控制屏上无任何事故，故障报警信号。
2）机组无事故；导叶在全关位置；无停机信号，发电机出口断路器手车推入工作位置且开关处于分闸位置；机组LCU控制屏上开机准备成熟即白灯亮。
3）将同期方式切换为“手动同期”方式。
4）投入润滑油小油泵；
5）在机组调速器柜上手动增加机组导叶开度至额定转速（注意快速启动机组）。
6）手动投入发电机励磁装置。
7）开机启励建压后，投入整步表，选中同期点，手动调节有、无功调整转换开关，调节机组电压及频率与系统一致，达到同期条件时，操作发电机出口开关操作把手，手动合发电机出口开关。
8）、切除整步表。
9）、按要求加上有、无功负荷。
10）退出润滑油小油泵。
11）巡视人员检查调速器、励磁装置、集水井排水泵、低压空压机和冷却水系统运行是否正常。
12）、报告调度开机完毕并作好记录。
1.4.5 开机过程中有下列情况者应停下机组
1、发电机声音不正常，振动严重；
2、碳刷打火严重者；
3、当一起励就有定子电流者；
4、手动同期方式时，当整步表不转，或严重抖动。
1.4.6 手动开机时，有下列情况时不配合闸
1、同期表旋转过快不可合闸；
2、同期表指针停在同期点上不动不可合闸；
3、操作者情绪紧张，手动擅抖者不可合闸。
1.4.7 发电机正常停机
1、现地正常自动停机：在机组LCU控制屏上按下“停机”按钮，机组正常停机。正常停机需要的时间较长，因为机组会自动将有、无功减为零后再执行停机。
2、后台电脑正常停机：（详见计算机监控操作）。
3、由巡视人员检查监视停机步骤是否正确完成。
1) 检查发电机出口开关是否断开，励磁系统确已退出。
2) 检查导叶已全关，液压锁锭投入到位。
3）检查润滑油小油泵是否投入。
4) 检查发电机转速<35%额定转速时机械制动投入正常。
5) 检查机组确已停下，转速为零，机械制动确已退出。
6）检查润滑油小油泵是否退出。
7) 检查停机程序已返回。
8) 检查机组具备开机条件。
4、报告调度停机完毕，并作好记录。
1.4.8 手动停机
1、现地手动停机：
1）投入润滑油小油泵
2）值班操作员在机组控制屏，减有功、无功负荷。
3）当有功、无功负荷减为零时，跳发电机出口开关。
4）切“整流、逆变”旋钮到“逆变”位置。
5）手动操作调速器，使导叶全关。
6）当机组转速到35%额定转速时，开刹车制动。
7）机组完全停转后，关刹制动，然后复归。
8）退出润滑油小油泵。
9）检查机组具备开机条件。
10）报告调度停机完毕，并做好记录。
2、后台电脑手动停机：（详见计算机监控操作）。
1.4.9 紧急停机
1、现地紧急停机
1）在机组LCU控制屏上拍一下红色的“急停”按钮，机组将会自动跳出口断路器、跳灭磁开关、关闭调速器。
2）停机完成后顺时针旋转“急停”按钮，使其退出，并按下“复位”按钮复位，以满足下次开机条件。
3）停机后的检查同1.4.7的第3条。
2、后台电脑紧急停机：（详见计算机监控操作）。
1.5 发电机的运行与维护
1.5.1 值班人员必须熟悉设备的运行方式。
1.5.2 运行值班人员应严密监视各设备的运行参数和运行情况：
1、监视运行机组各表计的变化，及时调整频率、电压，保证电能质量，优化分配负荷，使机组安全经济运行。
2、发电机运行时应检查各有关参数：有功负荷、无功负荷；定子电流、电压；转子电流、电压；定子线圈温度、定子铁芯温度、发电机冷/热风温度。
3、检查发电机运转正常，无异音、无异味。座式轴承和和推力轴承油位、油色正常，无渗漏油现象。
4、检查振动、摆度测量装置工作正常。
5、检查发电机碳刷无发红、无火星、无松动、无脱落、无磨损过度，引线无断股，并定期清扫励磁滑环。
6、检查一次回路，二次回路各连接处有无发红、变色、电压、电流互感器有无异常响声。
7、每隔一小时，对机组各运行参数作一次记录。
1.5.5 若三台机组不需同时开机时，三台机组要轮流开机，保证每台机组停机时间不能过长。
1.5.6 如机组需要进行检修，值班人员应按工作票规定做好安全措施，如没有工作票，一般情况下值班人员可拒绝检修人员对机组进行检修，特殊情况机组抢修除外。
1.6 发电机的非正常运行及事故处理
1.6.1 发电机非正常运行的紧急处理原则
1、处理事故的主要任务是尽量限制事故的扩大，首先应解除对人身和设备的危害；其次，坚持设备继续运行，力求维持整个电力系统的相对稳定。
2、凡危及到人员伤亡和重要设备，运行人员不需联系调度和请示领导同意，首先进行紧急事故处理，事后再将有关情况向领导汇报。
3、处理事故时值班人员应迅速、沉着、集中精力，尽量保持设备的正常运行，对人身有明显危害，可立即离开危险区，对设备安全有明显危害时，可停用此设备。
4、事故发生后，当值班长为事故处理领导人，并与值班员认真分析，判断事故的性质，查找事故地点，判明后，根据情况进行处理，做好记录并汇报，一时不能处理时应尽快报告。
1.6.2 事故情况下，允许发电机短时过负荷，其负荷允许时间如下表
If/Ie
1.1
1.12
1.15
1.20
1.25
1.5
T（分钟）
60
30
15
6
5
2
If为过负荷电流，Ie为发电机额定电流.
1.6.3 若发电机发生过负荷信号,定子电流大于额定电流时应作如下处理：
1、应严密监视发电机定子线圈温度及进出口风温还应监视主变温度。
2、减小励磁电流，使定子电流恢复正常，此时应保证功率因素不超过0.95，母线电压不低于额定值的95%（5985V）。
3、若减小励磁电流不能恢复时，则必须与调度联系，降低有功负荷，使之恢复正常。
1.6.4 发电机定子线圈、轴承温度过高，超过允许限度时的处理：
1、检查发电机有无异味，冒烟、冒火，若有上述现象，立即停机处理。
2、检查冷却器阀门是否打开，堵塞，冷却水压力是否正常。
3、检查测温装置是否正常。
4、若发电机三相负荷严重不平衡时，此时应减少负荷联系调度，调整系统负荷，降低发电机三相负荷不平衡度。
1.6.5 发电机在运行中如发生下列情况之一，应立即停机处理：
1、发电机运行时振动、摆度突然增大；
2、发电机运行时发出不正常响声，如突然撞击声和急剧摩擦声；
3、轴承润滑油油位发生异常，突然升高或下降；
4、轴承冷却水中断；
5、出现异常气味；
6、集电环火花增大，出现环火；
7、发电机失去原动力，有功功率指示为负值，则立即停机进行处理。
1.6.6 转子回路一点接地处理
原因：
1、励磁回路绝缘损坏；
2、滑环及刷架等炭粉过多，引起接地。
现象：
1、转子一点接地故障报警；
2、励磁回路的正极或负极，对地有电压指示；
3、机组运转正常；各表计指示正常。
处理：
向调度申请停机检查。
1.6.7 发电机单相接地处理
原因：
1、发电机定子线圈绝缘损坏；
2、保护误动。
现象：
1、发电机单相接地声光报警；
2、机端电压三相指示不同。
处理：
1、检查发电机如风洞有焦味，冒烟或异常声响现象应立即停机处理；
2、检查发电机电压互感器回路熔断器是否熔断；
3、检查是否由保护装置误动；
4、若不能及时排除发电机单相接地故障，可以继续运行，但机组运行时间不能超过1小时。
1.6.8 发电机失磁处理
原因：
1、灭磁开关受振动或误碰而跳闸；
2、电网电流突然冲击；
3、自动电压调整器故障等。
现象：
1、转子励磁电流突然为零，励磁电压也降低至零；
2、失磁机组无功表指示零值以下，定子电流表指示升高，转速表指示上升，各表计指针都在摆动。
3、发出励磁系统有故障信号。
处理：
1、水轮机发电机，一般是不允许无励磁运行。根据失磁机组的表计变化与非失磁机组的不同点正确判断失磁机组后，立即将失磁机组解列停机；
2、并应对机组各部进行全面检查，通知专业人员检查原因，并测量机组各部振动、摆度，监视机组各轴承瓦温、油温的变化情况。
1.6.9 发电机的振荡和失步
原因：
当系统发生某些重大事故时，发电机的出力与用户的负荷不能平衡，将使发电机产生振动和失步。
现象：
1、定子电流表指针剧烈地冲撞针挡；
2、定子电压表的指针也剧烈摆动，通常电压值降低；
3、有功功率表指针在全盘摆；
4、转子电流表指针在正常值附近摆动；
5、发电机发出“呜”声的变化与配电盘上仪表指针摆动的频率相对应；
处理：
1、当发电机发生振荡时，电气值班人员应迅速增加发电机的励磁电流来创造恢复同期的条件（励磁装置也会因发电机端电压的降低而动作，使励磁电流达到最大值）；
2、适当降低机组负荷，以帮助尽快恢复同期；
3、整个电站与系统失去同步时，全站所有发电机都将发生振荡。除了设法增加各台机组的励磁电流外，在无法恢复同步时，经两分钟后，将电站与系统解列。
1.6.10 发电机电压出口开关自动跳闸
原因：
1、发电机内部故障。如定子线圈短路或接地短路；
2、发电机外部故障。如发电机的出线、母线工线路短路；
3、继电保护装置及断路器操作机构误动作或值班人员误碰触。
现象：
若是发电机内部或外部故障而引起跳闸，应发出有关声光信号；若是值班人员误碰触，则无声光信号。
处理：
2、检查灭磁开关是否己跳开，如果没有，应立即将其断开，以防过电压而使发电机内部故障增大；
3、查明断路器自动跳闸的原因，再进行相应处理。
1.6.11 发电机复合电压过流保护
原因：
大部分是由于发电机外部事故而引起，如母线及线路短路等，其次是大网解列，系统负荷过重。
现象：
1、发电机出口开关、灭磁开关自动跳闸；
2、发电机过电流故障报警；
4、发电机各电参数为零。
5、
处理：
1、发电机出口开关跳闸，同时主变、线路断路器也因过流而同时跳闸，则说明是由于线路事故而引起的，运行人员可以不经检查启动机组升压，维持在空载位置等候调度并网；
2、检查6KV、35KV各高压设备和母线；
3、检查是否由于保护装置误动引起动作；
4、检查处理完毕后，按机组LCU控制屏急停“复位”按钮复归事故信号；
1.6.12 发电机差动保护
原因：
差动保护一般是发电机内部故障，包括其保护区内的电缆，互感器、励磁变压器。
现象：
1、发电机出口断路器和灭磁开关自动跳闸；
2、发电机差动保护故动作报警；
4、发电机各电参数为零；
处理：
1、检查发电机有无绝缘击穿而引起弧光，冒烟着火等现象；
2、对差动保护范围内的设备，互感器励磁变压器、定子出线电缆头进行详细检查有无短路情况；
3、用2500V摇表测量发电机相间、相对地的绝缘电阻；
4、检查信号指示，差动回路继电保护动作是否正确；
5、差动跳闸时，未找到原因，绝对不能开机强送；
6、检查处理完毕后，按机组LCU控制屏急停“复位”按钮复归事故信号；
7、如发电机着火，应按发电机灭火的有关规定进行灭火；
1.6.13 发电机非同期并列
原因：
同步发电机在不符合准同期并列条件就与系统并列。
现象：
1、引起系统突然波动、电压降低；
2、机组强烈振动并发出吼声；
3、发电机定子电流突然增大并剧烈摆动。
处理：
1、如上述现象无衰减趋势，应立即将发电机解列，并灭磁停机；
2、不管是自动恢复运行或是被迫停机，均要对发电机进行全面监视检查。被迫停机应检查：发电机定子线圈的绝缘电阻；打开发电机端盖，检查发电机端部线圈有无变形；
3查明非同期并列的原因，证明发电机机械部分正常可正常启动、升压并列。
1.6.14 过电压保护动作
原因：
1、系统或出线开关跳闸，本厂负荷送不出去，飞车引起电压过高；
2、雷击。
现象：
1、瞬间电压表电压突然升高，照明灯亮度大增；
2、发电机出口断路器和灭磁开关自动跳闸；
3、发电机各电参数为零；
4、过电压保护动作报警。
处理：
1、查明过电压跳闸的原因；
2、除特别严重的飞车事故要检查机组绝缘外，可立即升压并列。
1.6.15 发电机着火时的现象及处理
现象：出风口冒出明显的烟气、火星或有绝缘烧焦的气味，厂房火灾自动报警系统报警。
处理：
1、迅速检查机组相应事故停机保护是否动作，将发电机与系统解列；
2、值班人员应用四氯化碳和1211等灭火器进行灭火，如确认为电源已经切除，可用水装置灭火，但不得使用泡沫灭火器及沙子灭火；
3、如发电机旁地面上油类着火时，可用沙子灭火，但必须注意不得使沙子落入发电机内及轴承；
4、为避免卧式机组由于一侧过热，而使主轴弯曲，禁止在火灾完全熄灭前将机组完全停下。
1.6.16 发电机能起励但电压达不到额定值
原因：
1、励磁系统电源故障。如未合励变开关、互感器二次保险熔断；
2、励磁回路断线或接触不良，或快速熔断器熔断；
3、励磁回路短路或接地；
4、可控硅性能的变化，正向阻断电压的降低，引起管子击穿和短路；
处理：
查明原因，作出相应的处理。
1.6.16 其他事故的分析和处理
1、一般情况下，当定子和转子的测量仪表之一指示突然消失时，必须依照其它测量仪表的指示，来判断是否由于仪表本身故障或二次回路断线造成的，应尽可能不改变发电机的运行方式。并采取措施以消除所发生的故障。
2、在发电机跳闸时，若发现自动灭磁装置有故障，应立即消除。自动灭磁装置的故障未消除前，不应将发电机投入运行。
2 变压器运行维护规程
2.1 内容与适用范围
2.1.1本规程规定了鲤鱼塘水库跌水电站变压器的运行、维护、操作、异常及事故处理；
2.1.2本规程适用于鲤鱼塘水库跌水电站变压器的运行和维护工作；
2.1.3鲤鱼塘水库跌水电站全体运行人员应掌握本规程，生产技术管理人员及检修、维护人员应熟悉本规程。
2.2 主要技术规范
2.2.1 设备概述
本站有有两台主变压器，容量分别为4000KVA和8000KVA，均为油浸自冷式无励磁调节低损耗电力变压器，安装在厂房的变压器室内。
全站共有两台厂用变压器和三台励磁变压器，其中两台厂变（120KVA）安装在厂房6.3KV高压开关室内，供电站厂房用电，两台互为备用；励磁变压器容量为80 KVA，厂用变压器和励磁变压器均为干式变压器。
2.2.2 主变技术规范
名称（型号）
额定容量（KVA）
高压侧
低压侧
接线
阻抗电压
电压KV
电流A
电压KV
电流A
1#主变
S9-4000-35
4000
38.5±2×2.5%
60
6.3
366
YD11
6.55%
2#主变
S9-8000-35
8000
38.5±2×2.5%
120
6.3
732
YD11
7.12%
2.3 变压器允许运行方式
2.3.1 额定运行方式：
1、变压器在正常条件下，可按铭牌数据规定运行；
2、变压器运行中上层油温最多不得超过95℃，不宜经常超过85℃，温升不得超过50℃。
3、变压器的一次侧电压可以加高，但不得超过额定值的105%，二次侧可带额定电流运行。在特殊情况下，如果加在变压器一次侧的电压需增至该分接头额定电压的110%时，应按相应减小二次侧的许用电流值。
2.3.2 正常过负荷：
1、变压器可以在正常过负荷和事故过负荷的情况下运行。正常过负荷可以经常使用，其允许值根据变压器的负荷曲线、冷却介质的温度及过负荷前变压器所带的负荷情况等来确定。事故过负荷只允许在事故情况下（如运行中若干台变压器一台损坏，又无备用变压器，则其余变压器允许按事故过负荷运行）使用。
2、变压器可以在正常负荷情况下运行，其允许值应根据变压器的负荷曲线和冷却介质温度以及过负荷前变压器所带的负荷来确定。其值如下：
油浸自冷式变压器正常过负荷允许运行时间（小时～分）
If/Ie
过负荷前上层油的的温升℃为下列数值时的允许过负荷持续时间（h～min）
18
24
30
36
42
48
54
1.0
连 续 运 行
1.05
5～50
5～25
4～50
4～00
3～00
1～30
—
1.10
3～50
3～25
2～50
2～10
1～25
0～10
—
1.15
2～50
2～25
1～50
1～20
0～35
—
—
1.20
2～50
2～40
1～15
0～45
—
—
—
1.25
1～35
1～35
0～50
0～20
—
—
—
1.30
1～10
0～50
0～30
—
—
—
—
1.35
0～55
0～35
0～15
—
—
—
—
1.40
0～40
0～25
—
—
—
—
—
1.45
0～25
0～10
—
—
—
—
—
1.50
0～15
—
—
—
—
—
—
If过负荷电流 Ie额定电流
2.3.3 事故过负荷
1、油浸自冷式电力变压器在紧急情况下允许短时间地超过额定电流值，但不得超过下表的规定：
过载（%）
30
45
60
75
100
不超过（min）
120
80
45
20
10
2、变压器事故过负荷以后，应将事故过负荷的大小和持续时间记入变压器的技术档案内，并询问当时的系统情况。
3、变压器的短路电流不得超阶级过额定电流的的25倍，短路电流通过的时间不得超过0.5S。
2.4 变压器正常运行时的监视和维护
2.4.1 变压器在检修后或长期停用（半个月以上）后，在投入运行前，均应测量各线圈之间和线圈与外壳之间的绝缘电阻（测量时的温度不得低于+10℃），测量时用2500V的摇表，测量值换算到同一温度比较，不得低于原来的70%。
2.4.2 不同温度下测得的电阻值要换成相同温度进行比较，换算系数K如下表：
温度差t2-t1℃
5
10
15
20
25
30
35
绝缘电阻换算系数K
1.2
1.5
1.8
2.3
2.8
3.4
4.1
表中：1、t2为合格证证明书上测量绝缘电阻时记录下的温度，t1为安装时测量的温度。
2、当t2-t1<0时，换算时乘系数1/K。
2.4.3 变压器检修后投入运行前，值班人员应：
1、收回全部检修工作票，拆除临时安全措施，恢复常设安全措施；
2、检查油位指示、温度指示正确，安全膜完好；
3、检查套管完好，外壳无杂物；
4、检查油枕、散热器、油循环阀门打开；
5、检查外壳接地线紧固完好；
6、检查各密封处没有漏油现象；
7、检查瓦斯继电器无气体，压力释放阀位置和接线正确；
8、检查硅胶无受潮，变色；
2.4.4变压器的巡检
1、每天巡视两次,每周进行一次夜间巡视。
2、在下列情况下应对变压器进行特殊的巡视检查，增加巡视次数：
1）新设备或经过检修改变的变压器在投运的72小时内；
2）有严重的缺陷；
3）变压器过负荷运行时；
4）雷雨季节特别是雷雨后；
5）高温季节、高峰负载期间。
2.4.5 运行中的变压器外部检查
1、检查变压器的油面，油色是否正常及有无漏油现象。
2、检查变压器导管是否清洁，有无破损，放电痕迹及其它异常现象。
3、检查变压器响声有无增大或其它异常声音。
4、检查上层油温是否正常，有无超过允许值。
5、检查变压器引线接头及导电排有无变色，过热现象。
6、检查压力释放阀的位置是否已打开。
7、检查呼吸气的硅胶是否因受潮而变色。
2.4.6 变压器的投运
变压器投入运行时，应先合有保护装置的电源侧。
1、主变压器的投入：
1) 投入变压器的所有保护；
2) 检查变压器的操作电源应投入；
3) 推变压器开关手车柜到工作位置；
4) 在公用LCU屏上将同期方式切换到“远方”方式；
5) 合变压器真空开关；
6) 检查一切正常并作好记录。
2、厂用变压器的投入（详见厂用电运行规程）
2.4.8 变压器的停用
1、操作前应检查负荷及其分配情况，通知调度降低负荷；
2、断开负荷侧开关；
3、断开电源侧开关；
4、切除变压器开关的操作电源；
5、在开关的操作手柄上悬挂《禁止合闸》的标示牌；
6、作好记录。
2.5 变压器的非正常运行和事故处理
2.5.1 变压器如有下列情况之一，应立即停用该变压器。
1、变压器内部声响增大，且不均匀，有爆裂声；
2、在正常运行条件下，变压器温度不正常并不断升高；
3、漏油严重，油面看不见；
4、油枕和压力释放阀喷油；
5、套管破损或有严重放电现象；
6、变压器冒烟或着火。
2.5.2 变压器非正常运行时的处理
1、当发现变压器的油面较当时油温应有的油位显著降低时，应立即加油。如漏油而使油位下降，必须迅速采取停止漏油措施，并立即加油。
2、变压器油位因温度下升而逐渐升高时，若最高油温时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。
3、变压器在运行中进行滤油、加油、更换呼吸器内硅胶等和检修后重新投入运行时，均应将重瓦斯保护切至信号回路，待变压器空气全部排除，瓦斯继电器内没有空气后，才能将重瓦斯回路投入跳闸回路。
在可能的情况下，以上工作应在变压器停电后进行。
5、变压器非正常运行和事故处理应做好记录，并向上级报告。
2.5.3 变压器事故处理
1、变压器自动跳闸时，如检查结果证明变压器的跳闸不是由于内部故障而引起，而是由于过负荷，外部短路或保护装置二次回路故障所致，则变压器不须经外部检查，可重新投入运行。
2、变压器差动保护动作
现象：
1）变压器差动保护动作报警；
2）变压器高压侧和发电机出口断路器自动跳闸；
3）主变压器保护屏上差动保护装置“动作”指示灯亮；
4）
处理：
1）检查变压器是否已退出运行，若断路器未跳开则手动跳开变压器高压侧和发电机出口断路器开关；
2）检查保护范围内的所有设备：主变压器、真空开关、电流互感器、母线排、绝缘子等进行详细检查，有无短路和接地情况。用2500V摇表测量变压器及所连接的设备的绝缘电阻。如果绝缘电阻符合规定的要求，可对变压器作充电合闸试验。充电合闸试验时，如开关重新跳闸或原因不明，绝缘电阻不符合要求者，需要查明原