落务水电站运行规程 精品.doc

落务水电站运行规程鲤鱼塘水库跌水电站运行规程(试 行)序 言落务水电站位于镇宁县沙子格单村，红赖河河段上，离县城52。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33000kW，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本规程规定落务水电站发电机的运行操作、维护及事故处理。1.1.2 本规程适应于落务水电站发电机的运行与维护。1.1.3 落务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 称单位1#、2#发电机1型 号SFW2500-12/21502额定容量PNkVA3125额定功率PkW25003额定电压UNkV6.34额定电流INA286.45额定转速r/min5006飞逸转速r/min8458额定频率FNHz509功率因素COS0.810相数相311定子绕组接法Y绝缘等级：定子、转子F/F12气隙长度mm1013励磁方式微机可控硅静止励磁14额定励磁电压UfV8515额定励磁电流IfA37016旋转方向顺时针（从电机往水机看）17通风方式管道式通风冷却18定子铁心外径mm215019定子铁心内径mm171520铁芯长度mm37021定子绕组15时的电阻0.0969422转子绕组15时的电阻0.1504723定子漏抗标么值0.125324纵轴同步电抗标么值1.125525纵轴瞬变电抗标么值0.293526纵轴超瞬变电抗标么值0.192827横轴同步电抗标么值0.682828横轴超瞬变电抗标么值0.198729零序电抗标么值0.061230负序电抗标么值0.195731保梯电抗标么值0.234832定子绕组开路时、励磁绕组的时间常数S2.5333励磁绕组短路时、定子绕组时间常数S0.057134短路比1.03335效率%961.3发电机主要结构1.3.1本站发电机为三相凸极同步发电机，发电机由定子、转子、径向座式轴承、地板、集电环、刷架、飞轮、安全罩、制动管路、辅助接线等组成，发电机采用三支点卧轴结构，由混流式水轮机拖动发电。1.3.2定子结构：1、主要是由机座、铁芯、绕组、测温装置等组成。2、定子铁芯圆周由9张扇形冲片（50W310）拼叠成，相邻层间错开1/2片。定子扇形片两边涂有F级绝缘漆，以减少涡流损耗。3、定子铁芯圆周槽内 放126只线圈，每相一支路，共6根引线，主付各3根，接成“Y”型三相对称绕组，引出线采用120mm26kV级高压电力电缆。定子线圈为双层叠绕组，F级绝缘。4、为了监测线圈和铁芯的温度，定子埋设12只三线制铂热电阻Pt100,其引线引至机座壁外的接线盒上。1.3.3转子结构： 1、主要是由主轴、磁轭、磁极、风扇等组成。2、转子按发电机最大飞逸转速设计,具有足够的强度，其临界转速不小于最大飞逸转速的1.2倍。3、转子磁极由铁芯、线圈、和极身绝缘组成。磁极线圈为F绝缘，磁极设有纵、横阻尼绕组，极间连接，具有较高的阻尼系数，发电机的动稳定性优良。1.3.4径向座式轴承：1、 发电机两侧布置径向座式轴承其作用是承受机组径向载荷。 2、轴瓦为套筒式巴氏合金瓦，与轴承座采用球面配合，具有强的自调节性能。 3、轴承采用了内循环润滑冷却方式。4、径向轴瓦各装设两只铂热电阻Pt100,以监视轴承运行状况。5、为了防止轴电流通过油膜烧坏轴瓦，两轴承均对地绝缘，其冷却状态绝缘电阻不低于1M。1.3.5接地碳刷 1、发电机设置了一只接地碳刷，装在轴承端盖处与主轴接触良好，能有效引走静电荷，防止电荷积累产生较高的轴电压，进而击穿油膜烧坏轴瓦。1.4发电机运行的一般规定1.4.1 发电机可在下列使用条件下连续输出额定功率：1、发电机按制造厂铭牌规定可长期连续运行；2、在额定转速及额定功率因素时，电压与其额定值偏差不超过5%；3、在额定电压和额电功率因素时，频率与其额定值偏差不超过1%；4、在电压和频率同时发生偏差时，若两者偏差都是正直，则两者偏差之和不超过6%；若两者偏差都是负值，或分别为正或负值，两者变差绝对值之和不超过5%。4、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；5、当电压和频率偏差都超过上述规定时，发电机应能连续运行，此时输出的功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%为限。1.4.2 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0.5M。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1/31/5；2、 绝缘电阻吸收比R60/R15大于1.6；1.4.3 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），最低不得低于额定值的90%(即5670V)，且励磁电流不得超过额定值（即370A），且定子电流不应超过额定值（即286.4A）。2、发电机的进口风温不超过40,出口风温不超过70。3、发电机轴瓦最高温度不超过70，并且能承受5min的飞逸转速且能在冷却水中断后，机组仍能安全运行10min。4、定子线圈温度不应超过155。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0.951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。7、发电机轴承在水平方向的允许双幅振动能量不应超过0.07mm,发电机轴的相对摆度应不小于0.03mm/m.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212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人员和检修人员共同进行，以运行人员为主、检修人员为辅，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，由运行班人员、检修人员联合开机，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网。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、手动开机至空转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）将调速器切为手动运行方式；5）在机组调速器柜上手动增加机组导叶开度至空载开度额定转速；6）监视机组转速到达额定转速；7）检查机组空载运行正常；3 将机组由空转转为空转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。4）将调速器却切为手动运行方式：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，手动投入刹车制动。7）机组完全停转后，手动退出刹车制动，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。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）检查停机程序已返回。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。座式轴承和和径向推力轴承油位、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 若两台机组不需同时开机时，两台机组要轮流开机，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/Ie1.11.121.151.201.251.5T（分钟）603015652If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，降低有功负荷，使之恢复正常。4、若以上方法不能使定子电流降至额定电流以下、过负荷信号不能复归、则必须与调度联系，将机组与系统解列，并将关情况向领导汇报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，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2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、转子回路短路；3、励磁回路断线 4、自动电压调整器故障等。5、励磁回路断线现象：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，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A1#主变S9-4000-35400038.522.5%606.3366YD116.55%2#主变S9-8000-35800038.522.5%1206.3732YD117.12%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（hmin）182430364248541.0连 续 运 行1.055505254504003001301.103503252502101250101.152502251501200351.202502401150451.251351350500201.301100500301.350550350151.400400251.450250101.50015If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（%）30456075100不超过（min）120804520102、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-t15101520253035绝缘电阻换算系数K1.21.51.82.32.83.44.1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-t10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，需要查明原因，禁止将变压器盲目加压试验，更不允许盲目投入运行；3）检查是否由保护装置或二次回路误动；4）复归差动保护动作信号。2、复合电压过流保护动作现象：1）复合电压过流保护动作报警；2）变压器高压侧和发电机出口断路器自动跳闸；3）主变后备保护装置“动作”指标灯亮；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，有无短路和接地情况；3）检查是否由保护装置或二次回路误动；4）检查是否由于变压器“差动”拒动而引起；5）复归过流保护动作信号。3、变压器过负荷保护动作现象：1）变压器过负荷保护动作报警；2）变压器后备保护装置“告警”指示灯亮，屏上有“过负荷”信号。处理：1）监视变压器温度不要超过允许值；2）变压器过负荷超过允许值时，值班人员应联系调度调整变压器的负荷。4、变压器重瓦斯保护动作原因：1）变压器内部发生严重故障；2）油面因某种原因下降很快；3）检修后油中空气分离出来太快；4）保护回路故障、继电器误动作。现象：1）变压器重瓦斯保护动作报警；2）变压器高压侧和发电机出口断路器自动跳闸；3）变压器油箱可能爆裂、变形，器身可能着火；4）主变压器保护屏上后备保护装置“动作”指示灯亮；5）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）检查变压器若有喷油着火，则进行灭火处理；3）变压器外部检查未发现异常时，应检查瓦斯继电器及二次回路是否因保护误动引起；4）若不是因为瓦斯继电器及二次回路因保护误动造成重瓦斯动作，则通知专业人员取瓦斯气体和油样化验，须鉴定继电器内积聚的气体质量，来判断故障性质，必要时应测量绝缘电阻。如气体是无色无臭而不可燃的，则认为气体继电器保护装置的信号是因油内剩余空气浮出而动作的，值班人员应在停电后放出气体继电器内积聚的空气， 如气体是可燃的，则表明变压器内部有故障而产生气体，必须停运变压器，并做好记录。5）在未查明原因且故障未消除前，不得将变压器投入运行。6）复归事故信号。5、变压器轻瓦斯保护动作原因：1）因漏油、加油等使空气进入变压器内；2）温度降低或漏油使油位缓慢的降低；3）因变压器故障而产生少量的气体；4）变压器内发生闪烙或发生穿越性故障。现象：1）变压器轻瓦斯保护动作报警；2）变压器后备保护装置“告警”指示灯亮；3）处理：1）检查变压器油位是否过低。2）检查二次回路及保护装置。3）复归信号。6、变压器着火的处理变压器着火时，首先应将两侧电源切断。若变压器油溢出在变压器端盖上着火，则应打开变压器下部的放油阀门进行放油，使油面低于着火处。然后用四氯化碳灭火器或1211灭火器进行灭火，禁止用沙和水进行灭火。 3 高压配电设备运行维护规程3.1 内容及适用范围3.1.1本规程规定鲤鱼塘水库跌水电站6.3KV和35KV配电装置操作监视、维护检查、事故处理等内容。3.1.2 本规程适用于鲤鱼塘水库跌水电站6.3KV和35KV配电装置的运行维护管理、倒闸操作、事故处理。3.1.3 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检修、维护人员应熟悉本规程。3.2 设备概述及主接线方式3.2.1 高压设备的配置6.3kV和35kV配电设备均为成套开关柜设备, 6.3kV开关柜选用KYN28A-12型，35kV 开关柜选用KYN61A-40.5型，断路器均为真空断路器。柜内主要设备包括真空断路器、隔离开关、接地刀闸、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线等。35kV真空断路器型号为：ZN85B-40.5/1250-25；6.3kV真空断路器型号为：VS1-12/630A-25kA。3.2.2 电站主接线方式跌水电站采用35kV电压等级送出，出线一回，与镇东35kV变电站相连接。电站主接线采用：发电机侧为一组扩大单元和一组单元接线，35KV侧为单母线接线。3.3 高压配电设备的运行和维护3.3.1 高压配电设备的巡视检查一般规定1、每班正常巡视检查三次，并作好记录；2、巡视检查时必须严格遵守安规的有关规定；3、巡视检查中发现异常，但并非危及人身、设备安全，应立即报告班长，通知有关人员处理，若需停机、停电则应汇报调度及有关领导批准；4、检修及长期停运（或特殊情况）的设备在合闸送电前后应作不定期的巡视检查。5、短路故障后，应对承受短路电流的设备，特别是切断电流的开关加强巡视检查。3.3.2 配电装置巡视检查内容1、开关柜柜门应锁好，机械指示与运行状态是否一致，锁定装置是否到位；2、观察注油设备油位、油色是否正常；3、互感器运行声音是否正常，有无焦味；4、设备接地装置是否完好，绝缘子表面是否清洁，是否有裂纹，放电痕迹；5、观察电缆头有无氧化、变色或过热、发红现象；5、配电装置屋内应无漏水，通风良好，照明正常；6、电缆沟内应清洁，无杂物，无积水，其保护网、盖板应严密完整。3.3.3 正常操作1、主变由水轮发电机充电1）所有工作票已收回，临时安全措施以拆除；2）检查主变高压侧断路器处于分开位置并确认；3）检查主变高压侧接地刀闸处于分开位置并确认；4）检查6.3kV母线设备是否按正常工作方式投入或切除，发电机出口开关处于断开位置；5）发电机按正常建压至空载状态，各保护已投入；6）投入主变低压侧隔离手车柜；7）合上空载发电机出口开关，变压器带电；8）检查变压器运行正常并作好记录。2、主变高压侧开关(同期)操作1）所有工作票已收回，临时安全措施以拆除；2）检查主变高压侧断路器处于分开位置并确认；3）检查主变高压侧接地刀闸处于分开位置并确认；4）检查主变低压侧隔离手车已投入，6.3kV母线工作正常；5）检查35kV母线工作正常； 6）检查主变保护（另外一台主变已带电工作时，该台主变保护投入也应确认）和35kV出线（当35kV出线已经带电）保护已投入；7）投入主变高压侧开关合闸电源和控制电源；8）将主变高压侧开关手车柜投入工作位置；9）同期合上主变高压侧开关并确认；10）检查主变压器和35kV母线运行正常并作好记录。3、35kV出线开关(同期)操作1）所有工作票已收回，临时安全措施以拆除；2）检查35kV出线断路器处于分开位置并确认；3）检查35kV出线接地刀闸处于分开位置并确认；4）检查35kV母线工作正常；5）投入35kV出线保护电源，投入各保护压板； 6）投入35kV出线开关合闸电源和控制电源；7）将35kV出线开关手车柜投入工作位置；8）同期合上35kV出线开关并确认；9）检查35kV出线运行正常并作好记录。4、2#或3#发电机并网操作1）所有工作票已收回，临时安全措施以拆除；2）检查待并发电机出口侧断路器处于分开位置并确认；3）检查待并发电机出口侧接地刀闸处于分开位置并确认；4）检查6.3kV母线工作正常；5）投入待并发电机保护电源，投入各保护压板；6）将待并发电机开机升压，并将转速和电压控制在额定值附近（开机前应按开机程序，对机组进行检查）；7）投入待并发电机出口侧断路器合闸电源和控制电源；8）将待并发电机出口侧断路器手车柜投入工作位置；9）同期合上待并发电机出口侧断路器并确认；10）检查并入的发电机和原已工作的发电机、变压器运行正常并作好记录。3.3.4 6.3kV开关柜操作1、送电运行操作：1)封好后封板，在封后封板之前，先检查接地开关是否处于合闸位置，如果在分闸位置，请将接地开关合闸，注：只有接地开关处于合闸位置才能封后封板；2）关闭开关柜前面的下门，分接地开关；3）检查断路器是否处于分闸位置，如果在合闸位置将断路器分闸，向内拉住断路器上两只定位手柄，把断路器从平台车上推至开关柜的试验位置，松开两只定位手柄，它会自动向两侧弹开将断路器底盘锁定在开关柜的试验位置；4）插上航空插件，在中控室直流馈线屏上合开关柜的控制电源开关，关闭中门，用手车摇柄按顺时针方向将手车摇到工作位置，判断是否摇到工作位置，看开关柜仪门上的工作位置指示灯； 5）合断路器，如果是在开关柜上合闸，就将仪表门上的转换开关打到就地位置1，按合闸按钮，如果是通过远方合闸， 就将转换开关打到远方位置2。2、停电检修操作：1）操作出线柜：分断路器，按逆时针方向把断路器摇到试验位置，合接地开关，打开后封板，用放电棒对出线侧进行放电。2）操作进线柜：分断路器，把断路器摇到试验位置，先要确定进线侧真的没有电压才能将接地开关合闸，打开后封板，如果需要检修断路器室，将平台车与开关柜连接好，把断路器上两只定位手柄向内拉住向后用力把断路器从开关柜内拉到平台车上，到位后松开两只定位手柄，它会自动向两侧弹开，把断路器锁定在平台车上。3.3.5 35kV开关柜操作1、接地开关操作1）分接地开关：在操作接地开关之前要先关闭后门，打开前面的电磁锁，把断路器上的联锁手柄打到试验位置A，再把操作接地开关的活门往后按，然后插入接地开关的操作手柄，逆时针方向操作，这样就可以分开接地开关。2）合接地开关：当断路器处于开关柜的工作位置时，是不能操作接地开关的，只有把断路器摇到试验位置，再把联锁手柄打到试验位置A，按下操作接地开关活门，然后插入接地开关的操作手柄，顺时针方向操作，