大鱼孔运行规程(修编中).doc

水富大鱼孔发电有限公司标准 运行规程水富大鱼孔发电有限公司标准运行规程编写：审核：批准：二零一一年十月序 言大鱼孔水电站于2007年开工建设,历时近四年建成投产，并入宜宾地方电网。为了保证电站的安全和经济运行，电站集中了一批业务骨干，以各厂家技术说明书为依据，参考电力行业相关标准，编制了本运行规程。由于时间仓促及多方面原因，运行规程中可能处在疏漏之处，若在实施中发现问题，请随时提出意见并反馈电站及时予以纠正。下列人员应通晓本规程:1. 运行主管2. 运行值长3. 运行值班员下列人员应熟悉本规程:1. 站长2. 检修负责人3. 运行负责人运行规程目录第一章 总则- 6-第一节 修订说明- 6-第二节 一次设备通则- 6-第三节 二次设备通则- 8-第四节 附录- 11-第二章 电站概况- 14-第一节 电站概述- 14-第二节 水文气象情况及洪水调度- 16-第三章 水轮发电机组运行规程- 13 -第一节 设备规范- 14 -第二节 发电机组开机检查- 17 -第四节 机组的巡视检查- 26 -第五节 机组运行注意事项- 28 -第六节 发电机组故障处理- 30 -第七节 机组的事故处理- 39 -第四章 变压器运行规程- 43 -第一节 设备规范- 43 -第二节 变压器投运前的检查- 44 -第三节 变压器运行与维护- 45 -第四节 变压器事故处理- 46 -第五章 配电装置运行规程- 48 -第一节 设备规范- 48 -第二节 配电装置的正常运行维护- 52 -第三节 高压断路器的操作- 52 -第四节 高压配电装置事故处理- 54 -第五节 低压配电装置事故处理- 56 -第六章 厂用电及直流系统运行规程- 57 -第一节 厂用电系统说明- 57 -第二节 厂变保护及备自投功能- 58 -第三节 厂用电运行方式及运行操作- 59 -第五节 直流系统异常情况处理- 64 -第七章 辅机设备运行规程- 65 -第一节 水泵- 65 -第二节 厂内空压机- 66 -第三节 空压机异常情况处理- 69 -第四节 真空滤油机- 69 -第八章 综合自动化系统运行规程- 71 -第一节 概 述- 71 -第二节 一般运行规定及注意事项- 73 -第三节 运行维护- 74 -第四节 运行操作- 74 -第五节 事故处理- 77 -第九章 水库调度及坝区水力机械操作规程- 78 -第一节 设备规范- 78 -第二节 水工建筑特性- 79 -第三节 水力机械设备的检查维护- 97 -第四节 水力机械的运行方式及注意事项- 98 -第五节 水力机械设备的操作- 99 -第六节 水库调度- 99 -第七节 泄洪闸运行方式- 99 -第八节 水工建筑物运行注意事项- 100 -第一章 总则第一节 编制说明第一条、本规程根据电力工作技术管理法规、各种典型规程以及各类反事故措施等技术文件修订，是确保安全运行的主要措施。大鱼孔水电站各级生产管理人员、运行人员以及来我站进行设备检修的检修人员均应认真执行。第二条、运行规程应对厂内主要运行设备的正常运行方式、技术要求、一般运行操作、运行维护注意事项、设备异常运行及典型的事故处理作出明确的规定。第三条、运行设备的技术文件、停役管理、技术更新、缺陷处理等按有关运行管理制度规定执行。第二节 一次设备通则第一条、我站电气设备由下列电压等级组成：110kV、10.5kV、0.4kV。第二条、我站一次设备由宜宾高县地调调度：110kV大杨线、110kV1号主变、110kV2号主变、10KV母线、1号发电机组（1万kwh出力）、2号发电机组（1万kwh出力）、3号发电机组（1万kwh出力）、。第三条、上述设备应取得设备调度单位同意方可进行停复役操作。第四条、一次设备的装设，应保证在正常运行或短路、过电压时的稳定要求，并不致危及人身及设备的安全。第五条、同一电气连接部分，相序排列应一致，并有明显的色标：A相为黄色，B相为绿色，C相为红色。第六条、0.4kV及以上的配电装置的各间隔距离不应小于下表的规定：设备最小安全净距离（单位： m） 电压kV名称110kV10kV0.4kV相间距离1.50.7不直接接触第七条、主要电气设备预防性试验标准详见附录二。第八条、10kV及以上的配电装置停役检修，必须按安规要求：隔离其各侧电源、验明设备各侧无电后放电、合上检修设备的接地闸刀或装设三相短路接地线。第九条、所有高压配电装置外壳均应接地，其接地电阻要求：全厂总接地网接地电阻小于0.5。防雷接地不大于4第十条、电气设备一般检查要求：1、充油设备：油色，油位，油面正常，无渗漏油现象。2、瓷制设备无裂纹及放电痕迹。3、设备外壳接地良好。4、断路器、刀闸、母线引出线的连接处，无变色、变形、异声、发热或发热引起的热气流现象。5、带电设备无异常振动、摆动、放电。6、安全用具、消防器材及照明齐全正常，室内通风良好。7、配电装置建筑物不变形，无漏水并无其它不安全现象。注：电气设备各章中检查项目如与通则相同则不予列出。第十一条、凡能与其它电源并列的设备及其同期回路，当第一次投产或经大修、拆装和接线改动后，可能使其相位变动时，均须校同期12点和转向正确后方可投入运行。第十二条、一次设备检修后，复役前应具备下列条件：1、主设备大修，重大异动及新设备投产应经电站验收合格。2、有检修、试验情况、运行注意事项及运行部书面交待。3、进行必要的模拟、试验后收回所有的工作票。第十三条、任何设备只要是在系统备用状态下均属于运行设备。第十四条、带电操作跌落保险注意事项：1、用专用的电压等级合格的绝缘操作杆。2、操作人应戴绝缘手套或穿绝缘靴，必要时应戴护目眼镜。3、用跌落保险断开、合上空载变压器或线路时，必须确认终端断路器已拉开。4、放上跌落保险时应先操作A、C相，后操作B相；拉开跌落保险时应先拉开B相，后拉开A、C相（注意风向）。5、雷雨天气时禁止操作跌落保险。第三节 二次设备通则第一条、我站继电保护及自动装置由宜宾高县地调负责整定。其中包括110KV大杨线路保护、110KV 1号主变保护、110KV 2号主变保护及三台机发电机保护。第二条、继电保护整定书应由主管单位负责人批准签名后方可生效。继电保护整定值的调整和改变应按电站和调度单位正式下达的整定通知办理，需运行人员配合的成套保护模拟试验应附有技术措施。第三条、凡属调度管辖的继电保护、自动装置的投入和退出或改变定值，均应按调度命令执行；凡属我站管辖的继电保护、自动装置的投入和退出或改变定值，均应按本规程执行，如本规程无明确规定的应经站长批准。第四条、运行中的设备不允许无保护运行。第五条、如明确判断继电保护有误动的危险时，运行人员有权先解除该保护，然后再作汇报。第六条、运行中继电保护装置的绝缘电阻应符合下列规定（用500V或1000V 或2500v摇表测量）。1、交流二次回路一般不得小于1M。2、全部直流回路一般不得小于0.5 M；否则应查明原因，非经站长同意不得投入运行。第七条、继电保护投入使用前运行人员应检查；1、应有继电保护工作人员“可以投入运行”的书面交待。2、各个继电器、试验部件及控制压板位置正常，命名齐全正确；保护整定值应与整定书或调度命令相符合。第八条、新安装或改进后的继电保护装置投入前，除符合第七条规定外、还应具备下列条件：1、有正确的图纸及继电保护整定书。2、应有继电保护工作人员关于装置使用操作方法和注意事项的书面说明书。3、运行值班人员必须了解和熟悉该保护装置的动作原理和操作方法。4、新安装或重大改进的保护装置必须经公司建设部验收合格。5、有关运行规程已经制定完善或作相应的修改。第九条、继电保护及自动装置的巡回检查要求：1、继电器罩子完好，所有指示仪表指示正常。2、继电器接点位置正确，无抖动脱轴现象。3、对电源监视，跳闸、合闸回路的监视继电器等常通电的设备应注意温升；无过热、异味和异声等不正常现象。4、各控制压板、试验部件及操作断路器等位置正确，无接触不良等现象。信号或电源监视灯指示正常。5、断路器或其它各端子箱门应关紧扣牢，充油设备不漏油，加热器完好。6、各保护装置的稳压电源电压正常。7、各保护的整定值符合整定单的要求。第九条、在运行中更改保护定值时，应注意：1、更改前，将所有有关保护跳断路器压板取下。2、运行中电流保护定值的更改，如需由小改大，必须在相应的一次系统运行方式操作前进行。如需由大改小则应在相应的一次系统操作后进行。第十条、保护模拟试验时应注意：1、与运行设备有关的保护引出压板解除。2、互相联系的有关设备应无人工作或通知有关工作负责人并征得其同意。3、详细了解模拟实验的要求和设备是否可以会造成停、送电。第十一条、二次设备工作结束后应由工作负责人填写继电保护记录簿，如与原规程有变化时，应修正运行规程图纸和规程；二次回路校验后，值班人员应认真查看设备的变动和掌握试验情况。第十二条、发现CT端子螺丝处冒火花，应使用绝缘工具设法将螺丝拧紧，使其接触良好；如情况严重时应减少一次设备的电流或者停机处理。第十三条、多点差动保护用CT组，当其中有某一CT停役且其一次设备两侧短路接地时，应先将该CT的二次侧隔离短接。第十四条、值班人员应定期检查光字牌、灯光等信号设备动作情况。第十五条、控制室应存放一套完整、正确的继电保护图纸和自动装置图纸及整定书，当二次回路接线变动后，应由有关工作负责人及时修改。第四节 附录第一条、附录一（几种试验的主要安全措施） 第二条、发电机断路器分、合闸试验1、机组断路器工作已全部结束允许进行分、合闸试验。2、与断路器操作直流有关的工作已结束或该工作面的工作负责人同意合上机组断路器操作直流。3、与分、合机组断路器有关的保护及自动装置的二次回路应隔离。4、拉出机组断路器小车至试验位置。第三条、线路、变压器断路器分、合闸试验1、分、合断路器的两侧无电且有明显的断开点。2、与分、合断路器有关的保护二次回路已隔离。3、与分、合断路器有关的一、二次回路上无人工作。4、被试验断路器允许分、合闸。5、自动和手动跳、合闸均应模拟。第四条、发电机用本机短路干燥的措施：1、机组断路器及机组隔离刀闸拉出。2、机组励磁变高压侧三相短路。3、主变差动机组电流部件退出或拆线短接。4、失磁保护及低压过流保护停用。5、励磁方式改它励、手动。6、关闭机组空气冷却器进水阀。7、机组自动开机。8、监视机组线圈温度上升速度不超过5/h，温升不超过55。9、监视机组冷风温度不超过60，其它各部温度不超过规定值。10、定时（每隔四小时）开上风洞盖板排潮。第五条、发电机用本机短路干燥的要求：1、起始电流不超过30额定值。2、线圈温度上升速度不超过5/h，温升不超过55。3、发电机冷风温度不得超过60，其它各部件温度不超过规定值。4、起初每隔4小时测一次绝缘；以后按具体情况每隔6小时测一次；直至稳定为止。测绝缘时可不停机，将灭磁断路器拉开；励磁输入输出闸刀拉开；电压撤去后，在中性点处测量。测量转子绝缘应将转子接地继电器退出。5、绝缘达到下列数值可认为合格：定子绝缘电阻大于13M,吸收比(R60s/R15s)大于1.6，转子绝缘电阻大于0.5 M。第六条、短路干燥完毕停机方式：手动撤消励磁、停机。第七条、附录二（主要电气设备预防性试验标准）设备名称项 目标 准发电机1. 定子绕组绝缘电阻和吸收比各相或各分支绝缘电阻不平衡系数小于2吸收比大于1.62. 定子绕组直流耐压试验及泄漏电流全部更换定子绕组并修好后：3Ue 部分更换定子绕组并修好后：2.5Ue 各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%3. 定子绕组交流耐压各相分别进行：1.5 Ue 0.1Hz超低频耐压：工频试验电压峰值的1.2 倍4. 转子绕组交流耐压5Ue ，但不低于1000V，不大于2000V变压器1. 绕组连同套管的泄漏电流绕组额定电压KV615110直流试验电压kV1040与前一次测试结果相比应无明显变化2. 绕组连同套管的介质损耗绕组额定电压tg（20）10.5kV 1.5%110kV0.8%电压互感器10KV及以上的电压互感器一次绕组连同套管的介质损耗互感器电压tg（20）110kV 大修后2.0%运行中2.5%10.5kV大修后3.0%运行中3.5%电流互感器10.5kV及110kV电流互感器一次绕组连同套管的介质损耗电压等级kV10.5110充油型大修后3.0%2.0%运行中3.5%2.5%油纸电容式型大修后1.0%运行中1.0%耦合电容器 电容值不超出额定值的-5%+10%范围 介质损耗0.8%第二章 电站概况第一节 电站概述横江水文站的流域面积14781km2，坝址以上集水面积，为14497km2，区间集雨面积为284km2，占横江水文站集水面积的1.9%。坝址多年平均流量275m3/s，年径流量88.2亿m3。大坝正常蓄水位320.30m，死水位318.50m。大鱼孔水电站水库正常蓄水位以下库容为545万m3，死库容412万m3，调节库容为133万m3，建成后可与上游杨柳滩电站联合运行，杨柳滩调节库330万m3，使电站具有日调节能力。大鱼孔水电站的开发任务为发电，电站所发电能送四川省宜宾县地方电网。电站按“无人值班”（少人值守）原则设计，采用计算机监控系统。装机容量（台数单机容量）31030.0MW，电站发电引用流量446.94m3/s，保证出力8.562MW，电站多年平均发电量1.2684亿kWh，其中枯期（124月）电量3562.3万kWh，利用小时4228h。电站的主要任务为发电，其它综合利用要求逐步发展。电站枢纽主要由挡水泄洪建筑物和厂区建筑物组成。挡水泄洪建筑物由6孔泄洪闸和2孔冲砂闸组成，最大闸高36.0m；发电厂房为河床式，厂内安装3台10MW的贯流式水轮发电机组。水库调度的目的：确保电站水工建筑安全、设备安全、两岸及下游安全，合理安排兴利与除害的关系，综合利用水资源，充分发挥电站综合经济效益。水库调度的原则：坚持计划用水，节约用水，一水多用。在发电为主的前提下，兼顾防洪任务。在并入电网运行后，在保证各时期控制水位及蓄水的前提下，应充分发挥其在电网运行中的调峰、调频和事故备用作用。主要参数和指标：序号名称单位数量备注水文坝址以上流域面积km214497多年平均流量m3/s275代表流 量设计洪水流量m3/s9450校核洪水流量m3/s14400泥沙多年平均含沙量Kg/ m31.62年输沙量Kg/ m31404输沙率kg/s445二、水库水库水 位校核洪水位m334.10设计洪水位m328.70正常蓄水位m320.3死水位m318.5水库容 积正常蓄水位以下万m3545调节库容万m3133死库容万m3412三、水能指标1装机容量MW3*102保证出力（P=90%）MW8.5623多年平均年发电量MWh12684 4年利用小时数h4228第二节 水文气象情况及洪水调度横江流域内有11个水文站（基本站7个，专用站4个）。本次电站设计相关的主要测站有：横江、牛街以及豆沙关水文站，这些水文站均设于五十年代，至今有40多年的观测资料；各站观测项目有水位、流量、水温、降水、蒸发、输沙率等资料。资料精度较高，能满足电站设计需要。横江流域位于低纬度高海拔区，相对高差大，地形复杂，立体气候特点突出，具有温带、亚热带多种气候类型。流域内多年平均降水量7501200mm，最大一日暴雨95.0200mm，多年平均气温为1218。横江上游位于海拔约2000m的云南高原山区，气候温和，冬无严寒，夏无酷暑；季风稳定，干、湿二季分明。年降水量在750910mm间，最大一日雨量100mm，多年平均气温12。横江中下游为云南高原到四川盆地边缘的过渡地区，海拔由2000m降到260m左右，形成台阶状的坡面地形，垂直气候显著。多年平均年降水量为10001200mm，有时多达1400mm；最大一日暴雨为150200mm；多年平均气温为1518。横江流域内各气象站特征值见表2-2-1。横江流域降水量受西南季风的影响，降水季节性强，年内分配集中，一般510月为雨季，雨季降水量占全年降水量的8290%；11月至翌年4月为枯季，其降水量仅占全年降水量的1018%；暴雨主要集中在69月，尤以7、8月份出现的次数为最多。根据19612001年实测资料统计：多年平均气温18.4，极端最高- 115 - 横江流域内各气象站特征值表表2-2-1站名海拔高程（m）多 年平 均降雨量（mm）多 年平 均蒸发量（mm）多年平均气温（）最大一日降雨量（mm）极端气温（）日雨量出现日期最高发生日期最低发生日期鲁甸1950.0903.71806.512.1137.474.6.1933.0/63.5.19-11.5/77.2.10昭通1949.5738.31682.411.693.267.6.733.5/63.6.6-13.3/68.2.14彝良880.4775.01694.916.9147.281.9.340.5/63.5.23-3.7/70.1.7大关1065.5986.91091.415.0145.859.8.638.5/67.8.26-6.4/75.12.14盐津484.31167.31072.217.2199.273.6.3041.8/72.8.26-2.5/75.12.14气温39.3（1994年8月5日），极端最低气温1（1991年7月26日）；多年平均降水量901.6mm，最大一日降水量190.9mm（1988年6月26日）；多年平均相对湿度82%；多年平均蒸发量1134.4mm；多年平均日照时数835.4h；多年平均风速1.1m/s，最大风速15m/s（1987年，相应风向ENE）。多年平均雨日数193.4d，雷暴日数22.8d，雾日数22.1d。洪水调度的任务：根据设计确定的枢纽工程设计洪水，校核洪水和下游防护对象的防洪标准，按照设计的调度原则，在保证枢纽工程安全的前提下，保证内江城区防洪的要求，拦蓄洪水和按规定控制下泄流量。尽量减轻或避免下游洪水灾害。洪水调度的原则：本电站水库为无调节水库。当库水位超高时采用启动泄洪冲砂闸门泄洪。大鱼孔水电站泄洪是泄洪冲砂闸泄洪，在经济运行的前提下，在水位超过320.3m正常蓄水位时，根据天气情况要及时联系省调3台机组24小时满发，以防水库泄水，造成水资源浪费。洪水标准：大坝设计洪水标准：设计洪水50年一遇、校核洪水500年一遇。厂房设计洪水标准：设计洪水50年一遇、校核洪水500年一遇。洪水调度方式：1、大坝本工程主要泄洪建筑物为泄洪、冲砂闸门，闸顶高程336.50m。2、厂房大鱼孔电站发电引用流量为446.94 m3/s。当入库流量超过1100m3/s时，机组从水头条件上看不能满足发电运行要求，考虑停机；另外，在洪水过程中，如发现上游洪水含沙量较大等不利情况时，为安全生产、减小机组磨损，也可停机，待情况好转或视电网要求再开机发电。3、发电调度：消落水位：大鱼孔水电站水库正常蓄水位320.3m，综合考虑两岸及下游安全及损失较少的电能而获得较大保证出力增量的原则选定死水位为318.5m，正常消落深度1.8m。丰、平、枯水期的划分：结合水库的调节性能，大鱼孔丰、平、枯水期的划分为：丰水期为5-10月份，11月及4月为平水期，12月至次年3月属枯水期。水库运行：水库调度运行中，除特殊情况下，最低运行水位不能低于死水位，加强水库及枢纽工程管理，减少水库水量损失；加强机组设备维护和检修管理，保证设备正常运行；及时排漂清污，以防拦污栅堵塞；开展尾水清理工作，提高技术供水的安全可靠性；尽量减少机组空载运行时间，节约水资源。库区及下游河道管理：1、水库集水区域内应加强水土保持，严禁乱伐林木，陡地开荒等导致水土流失加重水库泥沙淤积的活动。2、严禁向水库排放污物，造成污染的应按环境保护法处理，有关部门应加强对水库周围堆积物的管理，防止被洪水冲入水库而影响水库运用。3、库区内发展养殖业应在进水口以上500m外的区域。4、下游河道及渠道应注意检查有无裂缝、沈陷、滑坡、坍塌。渠道内有无砖石、土块、废渣等阻碍水流的堆积物，淤积是否清除，冲刷严重的损毁段是否修复。日常管理工作：1、运行人员根据上位机显示水位（正确数据）来确定机组运行工况。每天各时段记录水位。2、库区降雨量通过人工测量报中控室，降雨天气运行人员要主动向上游电站询问降雨量及下泄流量并做好记录报水工观测人员。3、及时了解当地天气预报信息，根据天气情况做好发电和防洪准备。第三章 水轮发电机组运行规程第一节 设备规范 第一条、发电机概述大鱼孔水电站水头范围3.21m8.00m，选择的水轮机机型为灯泡贯流式卧轴、双支点型号为SFWG10-60/5130，灯泡贯流式机组是开发低水头水力资源较好的方式，特别是水头段在15m以下，具有较为显著的特点：1）电站从进水到出水方向基本上是轴向贯通，过流通道的水力损失减少，施工方便；2）具有较高的过流能力和大的比转速，在水头和功率相同的条件下，贯流式水轮机直径要比转浆式小10%左右；3）贯流式水电站的机组结构紧凑，与同一规格的转浆式机组相比其尺寸较小，可布置在坝体内，取消了复杂的引水系统，减少厂房的建筑面积，减少电站的开挖量和混凝土量，根据有关资料分析，土建费用可以节省20%30%；4）贯流式水电站一般比立轴的轴流式水电站建设周期短、投资小、收效快，有利于发挥地区兴建电站的积极性。 第二条 、发电机总体结构 本灯泡式发电机组是三相同步水轮发电机，卧式布置安装在水轮机的上游端，发电机和水轮机共用一根主轴,在结构上组成一个机组。该机主要结构部件有：定子、转子、机架（组合轴承）、灯泡头、进人筒、流道盖板、前机架、通风冷却系统、油水气管路系统、基础部分及辅助的接线系统等。 第三条、 发电机各部分的组成及工作原理1. 定子主要由机座、铁芯和绕组组成。定子三根主引线：U、V、W和三根中性引出线U2、V2、W2均在下游侧，引出线采用电缆。2. 转子主要由磁极，转子支架和转子引线等组成。磁极包括磁极线圈、磁极铁芯和阻尼绕组组成。3. 机架由负荷机架、油槽、密封盖、镜板、正向推力轴承、反向推力轴承、径向轴承、千斤顶等部套构成。负荷机架承受着轴向水推力和径向载荷。正向推力轴承主要承受正向水推力，反向推力轴承主要承受反向水推力,径向轴承主要保证大轴和操作油管的同心度和防止漏油。组合轴承（正推、反推、径向）润滑油由重力油箱供给，借助于重力形成压力;使用过的热油、大轴护套及轴承密封处泄漏的回油均回到液压泵站，回油经油冷却器冷却、滤油器过滤，再通过低压泵将把油再供至重力油箱，这样润滑油进行往复循环。径向轴承为液体润滑分为动压和静压两种工况，径向静压轴承高压油由液压泵站的高压泵组把油加压经滤油器冷却后提供。4. 灯泡头是钢板焊接结构，为了尽量减小水力损失，灯泡头外形制成圆形，它承受轴向水推力及水压力和水浮力。5. 空气冷却器，油冷却器均由前池技术供水提供压力水源，水压，水量均应保证冷却器要求的数据。本机组采用外加风机向常压强迫冷却通风方式。冷风由风机带入定、转子之间，经定子轴向通风孔、转子磁极之间受热的空气回至空冷器，冷却后的空气入风机。风路冷却系统包括：风机、空气冷却器、前挡风板、挡风板、定子、转子、等共同组成。6. 制动用压缩空气的气源由低压空压机提供。正常制动气压为0.550.8（0.7）MPa。7. 灯泡头、中间环、定子的防凝露水、油冷却器的排水由排水管排至积水井。8. 本机组设有机械制动装置，当转速下降到额定转速的30时投入机械制动，制动气压为0.550.8（0.7）MPa，制动时间不大于120秒。机组停机状态制动器处于制动状态，开机前制动器复归。制动管路由125制动器、电磁空气阀、压力表、限位开关、阀门等组成。制动器共六个，装在发电机定子上游前机架上，制动气压释放后能气动复位。 9. 为测量发电机运行温度，分别在发电机正、反向推力轴承、径向轴承（发导和水导）、空气冷却器冷、定子线圈安装了测温头。10. 在发电机定子上游侧空间里装有容量2kW的加热电阻3个，固定在定子机架上，加热器在长期停机时投入运行。第四条、 发电机的规格及参数名 称规格及参数型 号SFWG10-60/5130额定功率10MW额定电压10.5KV额定电流661A额定功率因数0.9(滞后)相数3相额定转速100r/min飞逸转速292.3 r/min(协联)；313r/min（非协联）励磁方式可控硅静止励磁定子、转子绝缘等级F极旋转方向从上游侧向下游看为顺时针方向定子接线Y额定励磁电压235V额定励磁电流565A第五条水轮机概述1. 水轮机型号为GZ995-WP-450，其含义为：贯流转浆式水轮机，转轮标称直径为450cm.2. 当水轮机启动与机组停机过程中,转速低于95%额定转速时,径向轴承作静压运行,此时由高压油泵供给高压油通至轴瓦下部的油囊形成油膜,将主轴顶起，避免在低速时油膜破裂导致烧坏轴瓦。3. 主轴密封是防止压力水通过转动和静止部分之间的间隙流至灯泡体内部及进入轴承，它由主轴工作密封及检修密封组成。4. 检修密封采用空气围带式密封,停机检修时，围带内通入压缩空气使围带扩张，止住漏水。检修密封的充气压力为0.550.8（0.7）MPa。第5条 水轮机的的规格及参数：名 称规格及参数最大水头8 m额定水头7.7 m最小水头3.21 m加权平均水头7.67m额定出力10.36MW额定流量145.4 m3/s额定转速100 r/min飞逸转速313 r/min（非协联）正向水推力111t反向水推力149t旋转方向从上游侧向下游看为顺时针方向水轮机最高保证效率95.03第六条、调速器概述调速器采用“武汉四创自动控制技术有限公司”生产的型号为“W(Z)T-PLC”系列双可编程微机调速器。其工作油压为6.3Mpa。当油压小于5.0 Mpa时，作用于紧急停机。HYZ/4.0/6.3型油压装置技术参数：名 称参 数工作油压6.3MPa压力罐容积4.0m3回油箱容积5.4m3电机型号Y225M-4电机功率45KW电机转速1480r/min组合阀型号3ZF-0油泵输油量6L/S第七条励磁系统概述本站采用的是“ 武汉洪山电工科技有限公司”生产的HWJT-09C型微机励磁装置。装置可实现与微机通信，接受上微机操作、控制指令。主要功能：1. 残压起励、直流起励、零起升压、系统电压跟踪；2. 多通道互为备用、自诊断、自切换功能；3. 最优励磁控制。AVR（恒电压）、AER（恒电流）等多种运行工作方式；4. 空载最大电流瞬时限制、负载最大电流瞬时限制、励磁热容量过励磁电流限制；5. V/f伏赫限制、频率越限灭磁；6. 欠励限制、最小励磁电流限制；7. 与微机监控系统直接数字接口完成操作和监视功能。主要技术参数：技术名称参数技术名称参数脉冲调节范围10-150脉宽调节精度优于0.0036A/D转换分辨率优于2-12计算调节速度3ms/周期调节范围10%-130%调压精度优于0.5%具有调差特性15%可设定，步长0.1%频率特性频率变化1%，机端电压变化小雨额定的0.1%频率范围4077.5HZ给定调节速度不高于1%每秒，不低于0.1%秒采用32位DSP处理器主频125HZ功率消耗小于25W第二节 发电机组开机检查第八条、开机前的检查：接到开机命令后,应对各设备进行开机前检查，在确认设备正常后方可进行开机。1. 机组各设备均无检修人员工作，所装设的安全措施已全部拆除，无杂物及工器具等；2. 机组进水口检修闸门、尾水工作闸门全开；3. 机组制动系统无压；4. 机组断路器准备好：a. 断路器运行位置；b. 断路器分位；c. 断路器已储能。5. 前后流道有压(前流道有压&后流道有压)；6. 机组无事故(以下故障未出现，停机)：a. 正、反推力瓦温过高(65)；b. 径向轴承温度过高(65)；c. 水导轴承温度过高(65)；d. 空冷器冷风温度过高(40)；e. 油压装置事故低油压(5.0MPa)；f. 电气保护动作（差动保护，复压过流保护、过电压保护、失磁保护）；7. 机组无告警：（报警）a. 正、反推力瓦温升高(60)。b. 颈向轴承温度升高(60)。c. 水导轴承温度升高(60)。d. 空冷器冷风温度升高(35)。e. 传动机构弯曲连杠装置报警。f. 高压油备用泵、润滑油备用泵启动。g. 漏油箱油面过高。h. 重力油箱、液压泵站油面过低。i. 制动未复位。j. 液压泵站、调速器油箱油混水。k. 高压油、润滑油过滤器堵塞。8. 调速器油压装置正常。 a. 调速器及油压装置工作电源正常。b. 调速器油压正常。9. 机组检修后及停机一周以上的开机前，必须进行以下各项绝缘电阻测定，并将测量数据、设备温度、湿度等记录在绝缘电阻记录本上。定子绝缘电阻的测定:a. 测量时，发电机出口断路器、电压互感器（TV柜）、励磁变压器隔离（LB柜）退出工作位置；励磁屏阳极断路器应断开，发电机处于停机状态。b. 定子绝缘电阻值应同时满足以下两点：* 温度在10-40时，测得的吸收比大于1.6。* 在接近运行温度时测得的绝缘电阻值每1000V不小于1M。励磁回路的绝缘电阻用500V摇表测量，其绝缘电阻值不得低于0.5M。第九条、机组开机起动后的检查:1. 机组转动声音是否正常;2. 机组监控系统，机组各保护装置工作正常;3. 调速器、励磁系统工作正常;4. 测温制动屏上测温表工作正常，各测温点温度是否正常;5. 发电机通风道内是否有绝缘焦味及异响;6. 各部技术供、排水是否正常;7. 主轴密封水压力、密封渗漏水是否适度;8. 控制环与导叶传动机构工作是否正常，有无抽动现象;9. 尾水管内响声是否正常;10. 各轴承供、排油系统正常，稀油泵站各设备工作正常，重力油箱油位、回油箱油位、漏油箱油位正常;11. 各仪表显示正常;12. 公用供、排水系统正常。第十一条、停机前的检查:1. 制动系统正常;2. 停机后不影响厂用电的使用;3. 高压供油系统正常，停机过程中能强行对径向、水导轴承注油。第十二条、机组正常停机后的检查:1. 机组监控系统上指示灯指示是否正确,开机准备灯亮;2. 机组保护柜是否正常，有无装置动作信号;3. 调速器、励磁系统是否处于正常备用状态;4. 机组转子大轴停止旋转,处于静止状态;5. 测温制动屏上各表计，信号灯指示正常;6. 主轴密封润滑水是否切除，检修密封是否投入;7. 冷却水是否切除，轴承供油是否切除;8. 接力器锁锭是否投入，接力器、控制环及导叶传动机构是否正常;9. 发电机通风道内有无异味;10. 机组制动是否解除，复位;11. 若长时间停机，投入湿加热器。第十三条、机组事故停机后的检查:事故停机后的检查除按正常停机执行外，还应做以下检查:1. 根据事故信号和现象，查明事故原因，进行针对性处理，恢复机组至备用状态;2. 若故障无法排除，报告厂部、联系检修处理;3. 如实记录事故信号、现象、事故原因及检查、处理情况。第三节 发电机组的操作第十四条、（以3号机为例）自动开机程序方框图进水口、尾水门全开，机组未发停机令、制动器无压、断路器准备好、前后流道有压、机组无事故，机组无告警，油压装置正常条 件件开机条件满足 发开机令润滑油油泵启动、总冷却水阀开启、润滑油供油总阀投入、高压顶起主泵启动、主轴密封水投入、冷却风机投入、空气围带切除、调速器锁锭拔出辅机运行开机准备好调速器开机令 导叶开启至空转开度电气转速n95%励磁系统投入高压油泵退出励磁开机令起励建压机端电压u95%同期并网令断路器合闸状态电气转速n95%、总冷却水阀开启、断路器合位、励磁断路器合位、导叶空载以上、润滑油供油总阀投入。 并 网第十五条、自动停机程序方框图状态电气转速n95%、总冷却水阀开启、断路器合位、励磁断路器合位、导叶空载以上、润滑油供油总阀投入。并 网 发停机令 导叶关闭至空载开度、励磁减磁 有功、无功 5% 断路器分位励磁逆变灭磁停机令励磁停机令导叶全关调速器停机令电气转速n95%高压顶起投入电气转速n35%制动投入经过一定时限，制动切除停机完成中间继电器动作高压顶起油泵退出、润滑供油泵停止、制动复归投入、冷却水电磁阀关闭、润滑油电磁阀关闭、冷却风机退出、轴密封水关闭、检修围带充气、事故配压阀复归、却水阀关闭、空气围带投入主除、调速器锁锭投入辅机切除制动压力达到整定值，电气转速n5%(延时90S)&残压为0状态导叶全关、断路器分位、总冷水阀关闭、制动器复位、润滑油电磁阀关闭制动复归空气阀复归停 机第十六条、自动开机至并网操作值长在接到调度或厂部开机命令后，下达此运行方式，值班员进行机组启动前的检查，检查后汇报值长，值长确认具备开机条件后，下达开机命令，值班员进行远方开机操作。1. 远方遥控操作：第十七条、自动停机操作1. 远方遥控操作在监控系统直接发停机令。2. 机旁现地操作值长下达停机方式后，值班员填写好“操作票”，进行停机前的检查，检查后报值长，经值长审查后，下达停机令，值班员进行现地监控LCU发停机令。1. 远方遥控操作：2. 机旁现地操作：第十八条、手动开机至并网操作值长在接到调度或厂部开机命令后，下达此运行方式，值班员填写好“操作票”经值长审查后，值班员进行机组启动前的检查，检查后汇报值长，值长确认具备开机条件后，下达开机命令，值班员进行手动开机操作。1. 若加热器投入，则切除发电机除湿加热器。2. 手动启动技术供水泵并打开机组空冷器及液压泵站供水总阀1214，并检查确认冷却系统压力正常。 3. 手动打开机组润滑油供油总阀RHXT102，并检查确认机组供油系统是否正常。4. 手动启动高压油泵，强行对机组径向、水导轴承注油。5. 手动打开机组主轴密封水供水阀GSXT104，切除机组检修密封，检查确认。6. 手动投入机组冷却风机，切除调速器锁锭。7. 手动开机至空转。（将调速器柜上“轮叶选择”切换把手保持“自动”位置、“导叶选择”切换把手切至“电手动”位置，手动将“导叶开度”调节把手一下一下地向“增加”方向旋转，直至导叶至空转开度，再将导叶选择切换把手切回“自动”位置。）8. 机组空转后，手动切除高压顶起油泵,分别将两个高压油泵的控制转换把手切至主用、备用位置。9. 手动起励。（当机组转速等于95%&残压达到规定值时，按下机组可控硅励磁装置调节屏上的“合灭磁” 和 “开机”按钮;若残压达不到规定值时，按下“合灭磁”和“它励”按钮，确认机组起励建压。励磁电流、电压、机端电压指示表有指示值）10. 当机端电压大于95%时，进行机组同期并网操作。（具体操作按本节同期操作执行）11. 根据调度要求带上相应的有功负荷。(具体操作按本节有功调节执行)12. 根据有功负荷，匹配相应的无功负荷（应为有功负荷的1/3以上，调节无功负荷时机端电压、电流会相应改变，应保持机端电压、电流在允许值内。具体操作按本节无功调节执行）。13. 进行开机后的检查，汇报值长。14. 按运行记录要求，填写各项运行记录，办理操作票终结手续。第十九条、正常手动停机操作值长下达停机方式后，值班员填写好“操作票”经值长审查后，值班员进行机组停机前的检查，检查后汇报值长，值长确认具备停机条件后，下达停机命令，值班员进行手动停机操作。1. 停机前应确认制动气源压力正常，停机不会对厂用电造成影响，高压供油系统正常。2. 手动减有功，直至有功负荷减至300KW；手动减无功，直至无功减至150Kvar。3. 手动断开机组出口断路器。（按本节出口断路器分闸操作2.3点执行）4. 确认机组空载后，按下可控硅励磁屏（二）上的“停机”按钮，确认机组灭磁。（励磁电压，励磁电流，机端电压指示表指针指示“零”位）5. 手动启动高压油泵，强行对机组径向、水导轴承注油，。6. 手动全关导叶。（将调速器柜上“轮叶选择”切换把手保持“自动”位置、“导叶选择”切换把手切至“电手动”位置，手动将“导叶开度”调节把手缓慢地扭向“减少”位置，直至导叶至全关位置）。7. 当机组转速等于30%时，将机组测温屏上的制动转换断路器“自动/电手动”切至“电手动” 位置，按下“制动起源”按钮，“制动指示”灯亮。机组完全停稳后，按下“制动停止”按钮，“制动指示”灯灭。按下“复归起动”按钮，“复归指示”灯亮；当制动压力达到规定值后,按下“制动停止”按钮，制动复位切除，“复归指示”灯灭，“14#原位”指示灯亮。8.手动切除高压顶起油泵，停止对机组径向、水导轴承注油，分别将两个高压油泵的控制转换断路器切至主用、备用位置。9. 手动关闭机组空冷器及液压泵站手动供水总阀1211并确认关闭位置。10. 手动切除机组润滑油油泵、关闭机组润滑油供油总阀1110，并确认关闭位置。11. 手动关闭机组主轴密封水手动供水阀1206，投入机组检修密封，并确认位置信号。12. 手动切除机组冷却风机，投入调速器锁锭，并确认。13. 若长时间停机，手动投入机组发热器。14. 按本章停机后检查各项进行检查后汇报值长。15. 按运行记录要求填写好各项运行记录，办理操作票终结手续。第二十条、机组手动紧急停机操作1. 按下机组调速器柜紧急停机电磁阀。2. 按下机组监控屏上紧急停机按钮。3. 手动操作跳出口断路器。（按本节出口断路器分闸操作2.3点执行） 4. 按正常手动停机414条继续执行紧急停机操作。5. 按下机组监控屏上的“复归”按钮，使机组紧急停机复归、开机条件满足，“开机条件”灯亮。6. 如实填写好相应的记录。第二十一条、发电机同期方式本站采用的是准同期方式进行并网，要求电压、频率、相角差在允许范围内。（待并端与网络在电压、频率、相角值上几乎一致）同期信号的采集3#机组同期信号从10.5KV的II段TV与机组TV采集。1#、2#机组同期信号从机组TV与机组10.5KV段TV。同期并网的要求1. 并网电压要求：额定电压下，待并端与网络电压差值小于5%-10%（5-10V按二次电压计）。 2. 并网频率要求：频率差小于0.2%-0.5%（0.1-0.25HZ）。3. 并网相角要求：不应超过10度机组同期操作 上位机发开机至并网令、603合闸令。 机旁现地控制单元发开机令。机旁现地控制单元发同期并网令。第二十二条、机组同期装置的选择及其相关操作(以3#机为例)机组同期分为远方上位机自动、机旁现地自动、手动同期。（机组同期遵循先远方上位机自动、再机旁现地自动、手