第一篇：浙江玉環電廠主要設備
浙江玉環電廠首套國產百萬千瓦超超臨界火電機組運行成功
我成功掌握超超臨界火力發電技術 為產業化創條件
新華網北京6月11日電(記者黃全權、樊曦)記者11日從此間獲悉，國內首套國產百萬千瓦超超臨界機組，經過半年的成功運行，主要技術性能指標均達到國際先進水平。
運行指標測試結果表明，我國已經成功掌握先進的超超臨界火力發電技術，并為百萬千瓦超超臨界機組產業化創造了條件。 [詳細]
張國寶：首套國產百萬千瓦超超臨界機組成功運行使我電力裝備制造水平登上新臺階
中國工業報訊：6月11日，國內首套國產百萬千瓦超超臨界火電機組成功運行暨性能指標新聞發布會在京舉行。經西安熱工研究院考核測試認定，由中國華能集團下屬浙江玉環電廠運營的國內首套國產百萬千瓦超超臨界火電機組，在運行半年后，機組運行成功，主要性能指標達到世界先進水平。
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國家發改委副主任張國寶指出，首套國產百萬千瓦超超臨界機組的成功運行，不僅使我國電力裝備制造水平上了一個新的臺階，為國內超超臨界機組的建設、運行、管理積累了經驗，同時，也是貫徹國家結構調整、節能減排，建設資源節約型、環境友好型社會的重要實踐，在節煤、節水、節材、減少占地和環境保護方面起到了積極的示范作用。
設備運行正常各項指標均達標
據了解，機組各項技術性能指標均達到設計值。其中，機組熱效率高達45.4%，達到國際先進水平;二氧化硫排放濃度每立方米 17.6毫克，優于發達國家排放控制指標。中國華能集團公司副總經理烏若思指出，該機組的成功運行，標志著中國電力工業已發展到一個新水平，對于加快電力工業產業結構調整具有積極的促進作用。
另據華能玉環電廠廠長李建民介紹，根據1號、2號機組運行半年來的各項技術參數顯示，機組運行穩定可靠，RB試驗、甩50%和 100%負荷試驗均一次成功。此外，在該機組啟動調試及試驗期間，等離子點火系統運行穩定，實現了鍋爐冷態無油點火，節約燃油近萬噸。機組投產后，等離子點火系統在機組?；?、冷態啟動中實現了零油耗。機組在高效、節能、環保等方面的指標優良，顯示了設備制造、施工工藝和機組調試都達到高水平。
帶動國內裝備制造業發展
據了解，華能玉環電廠百萬千瓦超超臨界火電機組的鍋爐、汽輪機和發電機三大主機，分別由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司、上海汽輪機有限公司和上海汽輪發電機有限公司制造完成。為配合項目的完成，三家企業在消化吸收國外先進技術的基礎上，完成了一百多個技術攻關項目，解決了設計、制造工藝、材料和監測試驗等許多設計制造的難題，設計制造水平達到國內新的高度，為百萬千瓦超超臨界火電機組產業化創造了條件。目前，國內制造廠家已擁有34臺(套)百萬千瓦超超臨界機組的訂單。
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哈爾濱鍋爐廠董事長、總經理韓建偉說：“華能玉環電廠工程是國家重點工程，為保障工程順利實施，哈鍋不斷改進創新工藝方法，使生產效率不斷提高。此外，企業還采用技術引進、聯合設計、國內制造的方式，創出多項全國之最，最終在鍋爐效率方面實現了性能達標。百萬千瓦超超臨界鍋爐的制造成功，標志著哈鍋技術引進、消化吸收和開發的成功，也標志著企業技術裝備水平和制造能力達到國際先進水平。”
上海電氣電站設備集團總裁鄭建華介紹，為順利完成華能玉環項目，企業結合國家863計劃與上海市科教興市項目，設立了26個子課題進行專項攻關研究。截至目前，這26個專項研究課題已全部完成并成功應用于玉環工程。不僅如此，企業還獲得了13項新技術成果、12項自主知識產權，另有29項知識產權正在積極申辦中。他認為，借助項目并通過引進、消化、再創新，企業已經完全具備了百萬千瓦超超臨界機組的自主開發能力。
對此，中國機械工業聯合會副會長蔡惟慈特別強調，正是有了像華能玉環電廠這樣的用戶企業支持，中國的電力裝備制造業才得以迅速發展。用戶的信任是對國家提出的振興裝備制造業的最有力支持。
張國寶指出，華能玉環首套國產百萬千瓦超超臨界火電機組的成功運行，體現了中國裝備制造業的技術積累和潛在實力。他相信，在各方的努力下，中國的電力工業以電力設備制造業一定能登上一個新臺階。
關鍵詞：超超臨界火電機組
在常規火電設備方面，國內正在從30萬千瓦、60萬千瓦亞臨界機組向超臨界、超超臨界的60萬千瓦和100萬千瓦機組過渡。所謂超臨界機組是指主蒸汽壓力大于水的臨界壓力22.12兆帕的機組，而亞臨界機組通常指出口壓力在15.7～19.6兆帕的機組。
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習慣上，又將超臨界機組分為兩個層次：一是常規超臨界參數機組，其主蒸汽壓力一般為24兆帕左右，主蒸汽和再熱蒸汽溫度為 540～560℃;二是超超臨界機組，其主蒸汽壓力為25～35兆帕及以上，主蒸汽和再熱蒸汽溫度一般580℃以上。在超臨界與超超臨界狀態，水由液態直接成為汽態，即由濕蒸汽直接成為過熱蒸汽、飽和蒸汽，熱效率較高，因此超超臨界機組具有煤耗低、環保性能好、技術含量高的特點，機組熱效率能夠達到45% 左右。節煤是超超臨界技術的最大優勢，它比國內現有最先進的超臨界機組的熱效率提高2%到3%。以熱效率提高1%計算，對一臺30萬千瓦的火電機組來說，一年就可以節約6000噸優質煤。超超臨界機組發展的方向是在保持其可用率、可靠性、運行靈活性和機組壽命等的同時，進一步提高蒸汽參數，從而獲得更高的效率和環保性能。 [詳細] 葉蘇注:盡管是值得慶賀的事情, 但是火電還是很污染的, 再怎樣說溫室氣體排放也很厲害,多建設風電太陽能還有潮汐發電才是更環保的途徑,水電因為種種原因還是要謹慎.
第二篇：華能玉環電廠海水淡化工程設計概述
劉金生，龐勝林(華能浙江分公司，浙江玉環，317600)
摘要:華能玉環電廠的淡水系統全部采用了世界先進的“雙膜法”海水淡化技術,工程投資約2億元,計劃2006年4月30日制出合格的淡水。本文以華能玉環電廠海水淡化工程實例為基礎,根據國內外海水淡化發展的新技術以及經驗,分析對比了高壓泵的選型、能量回收裝置的特點,以及回收率確定的幾項因素,并根據工程情況分析了制水成本。對缺乏淡水的沿海電廠來說采用海水淡化無疑是一種非常好的選擇方案。
華能玉環電廠海水淡化工程自2003年3月開始采用“雙膜法”方案。為了充分驗證方案選擇的可行性，該廠于2004年4月至8月在現場進行了超濾裝置的中試運行(現仍在運行)，鑒于國內工程公司尚未有如此大規模的海水淡化項目，為了確保工程的先進性與安全性，該廠在承擔玉環工程的概念
設計、技術方案及實施方面做了大量工作。 1系統設計 1.1設計參數
海水含鹽量：34000mg/L;水溫：15～32℃;水量：總制水量1440m3/h，單套出力240m3/h。(34560m3/d)分為6套， 1.2系統流程
海水→混凝澄清→超濾→一級反滲透→二級反滲透 1.3總平面布置
玉環海水淡化工程的總平面布置充分利用了循環水系統的取排水系統的布置，緊靠防浪大堤一側，自取水、混凝澄清、超濾過濾、反滲透制水、濃水排放，形成了完整流暢的布局。 2主要系統介紹 2.1海水取水系統
華能玉環電廠海水淡化系統充分利用了電廠的循環水系統，以降低造價，同時可以利用發電廠余熱使循環排放水溫升高9～16℃的有利條件，降低海水淡化工程的能耗。海水取水口位于電廠海域-15.6m等深線附近的海域，排水口設置在-5m等深線附近的海域。循環水系統工藝流程為：取水口→自流引水隧道→循環水泵→供水管道→凝汽器→排水管道→虹吸井→排水溝→排水工作井→排水管→排水口。海水經過循環冷卻之后，冬季工況有16℃左右的溫升，夏季工況有9℃左右的溫升，因此，玉環電廠的海水淡化系統采用了兩路進水，一路取自循環水泵出口(未經熱交換的海水)，一路取自虹吸井，根據原海水的水溫變化采用不同的進水方式，基本保證水溫在20～30℃，調整后維持25℃左右。 2.2海水預處理系統
海水反滲透(SWRO)給水預處理技術包括消毒、凝聚/絮凝、澄清、過濾等傳統水處理工藝及膜法等新的水處理工藝，膜法預處理主要包括微濾(MF)、超濾(UF)和納濾(NF)等。預處理的目的：除去懸浮固體，降低濁度;控制微生物的生長;抑制與控制微溶鹽的沉積;進水溫度和pH的調整;有機物的去除;金屬氧化物和含硅化合物沉淀控制。 2.2.1混凝澄清沉淀系統
為了降低海水中的含砂量以及海水中有機物、膠體的含量，必須進行混凝沉淀處理?；炷恋硐到y設有四座微渦折板式1000m3/h的混凝澄清沉淀池，為鋼筋混凝土結構，設備內部沒有轉動部件，可有效地減少防腐成本。經混凝沉淀處理后海水濁度小于5NTU，運行參數為：混合時間：3s;絮凝時間：10min;沉淀池上升流速小于2.4mm/s?；炷恋硖幚砗笏|見表1。
表1預沉池處理效果 參數
預沉池出水最大值 預沉池出水最小值 預沉池出水80時間內的值 濁度(NTU) 20 1 <5 TSS(mg/L) 20 5 <10 COD(mg/L) 20 3 <5 2.2.2過濾系統
該廠過濾系統采用了加拿大澤能(ZENON)公司浸入式ZeeWeed1000型超濾膜系統，膜元件主要的技術參數為：膜材料：聚偏乙烯(PVDF);膜通量：50～100L/m2·h;運行壓力：0.007～0.08MPa;最大操作溫度：40℃;pH范圍：2～13;化學清洗間隔期：60～90d。 2.3高壓泵
高壓泵是SWRO系統的重要部件，正確選擇高壓泵性能對系統安全性影響很大，它是運轉部件，出現故障的概率高。對于大型的海水淡化裝置，一般采用的高壓泵是離心泵。常用離心泵的結構形式有水平中開式和多級串式。兩者相比在結構上應是水平中開式占較大的優勢，據稱可以達到6年不開缸維修，缺點是其設備價格昂貴。 2.4能量回收裝置
由于PX系列的能量回收裝置具有回收效率高，噪音低等特點，逐漸受到用戶的青睞。由于設計中它僅有一個轉動部件，沒有機械密封和表面磨損，因而維護工作量很低。 2.5海水淡化系統
海水經過超濾后，經海水提升泵進入保安過濾器，然后進入一級海水淡化系統。一級海水淡化系統共設6組，每組設有壓力容器58個，每個壓力容器內裝有7支膜元件，設計出力240m3/h(5760m3/d)。系統總出力為34560m3/d。 3玉環電廠海水淡化五個技術關鍵點 3.1高效混凝沉淀系列凈水技術
該技術是在哈爾濱建筑大學承擔的國家建設部“八五”攻關課題“高效除濁與安全消毒”的科研成果中“渦旋混凝低脈動沉淀給水處理技術”的基礎上發展而來的。其中涉及了水處理工程中預處理的混合、絮凝反應、沉淀三大主要工藝，特點是上升流速比較快，占地面積比較少;沒有類似機械攪拌澄清池中的轉動設備，也沒有類似于水力加速澄清池中的大量金屬構件，這對于防止海水中突出的腐蝕問題是一個比較好的解決方案。 3.2超濾作為海水淡化預處理系統
為了驗證超濾在工藝系統中設置的安全可靠性，以及尋找最適合的工藝參數，以最大限度地優化系統的配置。該廠組織了有六家公司參與的中試。試驗結果表明高效混凝澄清技術、超濾系統用于該海水淡化工程是可行的。 3.2.1超濾出水SDI 試驗結果顯示，產水SDI總體上穩定在2.5左右，從整體趨勢來看，隨著時間的推移，超濾產水SDI有略微上升的趨勢，這可能是由于在試驗過程中超濾膜沒有得到有效的維護，如化學清洗等;進水消毒不徹底;進水混凝澄清效果不理想等，造成了海水中的微粒、膠體、有機物和微生物等和膜發生了物理化學反應，改變了膜的分離能力。試驗顯示客觀上雖然存在這種膜污染導致的分離能力下降，但這種表現為SDI的上升的下降趨勢極為緩慢，并不明顯。水溫升高，超濾出水的SDI隨之升高;進水pH值升高，超濾出水的SDI也高，反之亦然。鐵離子的影響：水中可溶解性的過渡金屬離子，如Fe2 因氧化而形成沉淀使SDI升高;氧化劑的影響：試驗過程中發現，如果加入次氯酸鈉，超濾出水的SDI升高。 3.2.2超濾出水濁度
樂清灣海水濁度一般在100NTU以上，但是由于潮汐及天氣的影響，濁度變化幅度非常大，實測最高達到2456NTU，經過混凝澄清之后，一般在15～20NTU，個別值達到50NTU。從超濾產水來看，產水濁度相對比較穩定，基本上在0.10NTU左右，雖有個別值達到了0.20NTU，但沒有出現大的波動，基本上控制在0.15NTU以下。 3.2.3超濾出水中的鐵
超濾進水鐵的濃度變化范圍在25.5～1451μg/L，去除率在80～90。 3.2.4超濾出水中的硅
超濾進水的膠體硅含量變化范圍在1.081～10.74mg/L，出水的膠體硅含量是比較穩定的，一般小于2mg/L，去除率最低時只有10，最高達到98，大部分去除率在70～90之間。 3.2.5超濾出水中的COD 玉環海水中CODMn不超過10mg/L，經過超濾之后，產水CODMn最高不超過5.0mg/L，也就是說超濾對CODMn去除率比較低。相對進水CODMn的波動，產水CODMn比較穩定，但還是呈現比較緩慢的上升趨勢。
3.2.6超濾出水細菌總數超濾對細菌的去除率達到100。 3.3系統回收率的確定
目前的海水淡化工程，回收率一般在38～50之間。決定回收率高低的因素主要有原海水水質、預處理系統出水水質、膜的性能要求、運行壓力、綜合投資和制水成本等。由于玉環項目采用超濾作為反滲透的預處理，原海水的含鹽量通常在28000～32000mg/L之間，而最低水溫高于15℃，因此在反滲透允許的設計條件下，回收率越高，系統的經濟性越好。按照回收率40，45，50，進行了技術經濟比較(表2)。經分析比較，我們確定的回收率為45。 表2不同回收率下的性能 40的回收率 45的回收率 50的回收率
一年運行壓力(MPa)三年運行壓力(MPa)一年內脫鹽率()三年內脫鹽率()設計通量(L/m2h)要求預處理的出力(m3/h)與45投資比較()系統運行安全性結垢可能性 5.395.6299.4899.3815.43600125高較低 5.675.9099.4499.3315.43200100高低 6.046.2699.3999.2815.4288080低高 3.4新材料的應用
海水淡化系統中另一個重要問題就是設備及管道腐蝕，根據工藝流程中接觸介質種類及壓力的不同，分別采用了雙相不銹鋼220
5、2507以及奧氏體不銹鋼254Mo，低壓系統大量的采用襯里、塑料及玻璃鋼管道。 3.5濃水排放綜合利用
海水淡化系統中濃水排放是全球業內要解決的問題，由于發電廠循環水中一般采用氧化性殺菌劑來抑制循環水系統中藻類、貝類的生長，在海濱電廠大都設有電解海水制氯系統，反滲透濃水相當于在原海水的基礎上濃縮了1.6倍，因此將一部分直接用于電解海水制氯，可以簡化制取次氯酸鈉系統設置，又可提高電解制氯系統的效率。 4制水成本分析
海水淡化的運行成本是大家比較關注的問題，也是評價系統方案可行性的重要依據。根據玉環工程投標商的報價情況、性能指標、使用保證壽命，綜合考慮設備折舊、人工、藥品、檢修維護等各方面的因素，以上網電價為基礎，噸水的制水成本在4元左右(表3)。 表3華能玉環電廠海水淡化工程成本測算 項目 金額
單項成本(元/m3) 以年運行 以年運行
7000h計
6000h計
工程動態投資(萬元) 19244
其中貸款(萬元) 14433 利率() 6.12
15年經營期利息 0.11 0.13(萬元，假設15年平均還貸) 110.41
化學藥品消耗(元/m3) 0.3184 0.32 0.23 電力消耗(元/m3， 1.2 電價0.30元/kW·h) 1.20 1.20 大修及檢修維護費(萬元/年) 193 0.19 0.22 反滲透膜更換費用(萬元/年) 980 0.73 0.88 人員工資(萬元/年) 60 0.06 0.07 固定資產折舊費用(萬元/年) 1282.9 1.24 1.48 單位運行成本(元/m3) 2.49 2.69 單位制水成本(元/m3) 3.84 4.30
5結論及建議
沿海電廠采用海水淡化方案無論經濟上還是技術上是可行的。沿海電廠采用海水淡化技術可以充分利用電廠的取排水系統，而不必單設，可節省很大的初投資費用，并且電廠循環排放水的溫升可使海水淡化的水溫得到保障，有利于淡化能耗的降低。目前沿海城市淡水資源相對比較緊張，水價也在逐步上升，玉環工程海水淡化制水成本4元/噸左右的水平對于工業用水水價，二者已經基本持平，甚至低于工業用水的價格，因此沿海電廠選用海水淡化，不僅社會意義重大，經濟技術上也是可行的。
采用超濾作為海水淡化的預處理系統雖然是膜法處理的發展方向，但是畢竟成熟的經驗還少，有待于進一步的分析研究。玉環工程自招標前期即開始超濾中試工作，到現在還在繼續進行，目的也是在進一步探索超濾作為海水淡化系統預處理的經驗。
海水淡化雖然不是一門新的技術，但是畢竟我國目前大型的海水淡化工程經驗還少，項目也不多，與國際上一些著名的公司相比，采購成本及技術合作上我們還處于劣勢，這對我們的技術進步和海水淡化產業的發展是不利的。
該工程于2003年2月動工，2003年12月建成并試運行，2004年3月通過環保驗收。整套設施自運行以來至今一直高效穩定。其處理效果見表2。表2數據表明，廢水經處理后，出水各項指標均達到要求。從表2可知，廢水經“水解酸化 混凝氣浮 接觸氧化法”處理后，其COD、懸浮物、石油類和磷酸鹽總去除率分別為92.1、96.
4、88.36和93.3。 表2廢水處理效果表 項目 COD(mg/L) SS(mg/L) 石油類(mg/L) 磷酸鹽(mg/L) 調節兼水解酸化池氣浮池出口好氧池出口過濾器出口 258.50185.6842.1320.18 117.6041.626.104.20 15.906.374.301.85 15.1010.712.81.0 4經濟分析
該工程總投資143.78萬元，其中設備費為88.2萬元，土建47.83萬元，其它費用7.75萬元。該工程每m3產水總運行費用1.13元，其中電費0.23元，藥劑費用0.70元，人工費0.2元。 5工程實例經驗
(1)生產廢水中的石油類污染物都是來自金屬件表面保護性油膜，容易發生乳化反應，并被混凝成
“礬花”，含有一定的油質，有粘性，易結成團，浮于水面。根據這種特性，采用混凝氣浮法具有較好的泥水分離效果?？梢?，氣浮工藝對該廢水不僅可高效去除石油類污染物，而且還可對廢水進行預充氧，從而提高了廢水的可生化性，更有利于后續的生化處理。 (2)生產過程中要對金屬件用工業洗滌劑反復清洗，故所排廢水富含工業洗滌劑成分，經曝氣攪拌，會產生大量泡沫，在好氧池之前使用消泡劑，改變洗滌劑的表面活性，否則好氧池由于鼓氣產生大量泡沫，無法正常運行。
(3)生產過程中所用到的工業洗滌劑及少量染色劑，都是一些難以生物降解的高分子化合物，因此在設計時先用水解酸化工序使一些復雜的大分子物質、不溶性有機物水解成小分子物質、溶解性有機物，然后再用接觸氧化法對小分子物質和溶解性有機物進行氧化分解，才能取得較好的生化處理效果。
(4)水解酸化池中采用機械攪拌器進行攪拌，以增強廢水與污泥之間的接觸，消除池內的梯度，避免產生分層，提高效率。
(5)好氧處理段采用接觸氧化法。池內填料比表面積大，池內曝氣裝置設在填料之下，供氧充足，池內生物活性高，生物膜更新速度快，可以承受的濃度負荷是其它生物法的幾倍，因此可以減少占地，節省能耗。 (6)混凝沉淀池出水經過過濾器，保證懸浮物的水質指標達到排放要求20mg/L以下。 6結論
采用混凝氣浮-二級生化-過濾法處理金屬件表面處理廠生產廢水，該方法具有處理效率高、操作簡便、耐沖擊、日常維護方便等優點，出水水質穩定。
本工藝COD、懸浮物、石油類和磷酸鹽總去除率分別為92.1、96.
4、88.36和93.3。
第三篇：浙江紅獅電廠電氣調試啟動方案
浙江桐廬紅獅水泥有公司
9MW低溫余熱發電安裝工程
電氣調試啟動方案
編 寫： 審 核：
批 準：
浙江工業設備安裝集團公司第二分公司
205項目部 二00九年八月二十日
1
目 錄
第一章 概述
第二 章 啟動調試的目的、依據、分工和要求 第三章 啟動調試應具備的條件和準備工作
第四章 不同轉速下(包括超速后)測量發電機轉子絕緣電阻、交流阻抗、功率損耗 第五章 發電機短路試驗 第六章 發電機空載特性試驗 第七章 發電機與系統并列 第八章 機組并網后電氣試驗
第一章 概述
一、概述
浙江桐廬紅獅水泥有限公司發電機機組容量9000KW，設計單位浙江中材節能有限公司設計，安裝由浙江工業設備安裝集團有限公司第二分公司負責安裝，整套啟動調試工作由浙江工業設備安裝集團有限公司第二分公司，廠方檢查人員及發電機廠家人員共同負責完成。
設備概況：
1、發電機數據：
型號 QF-J9-2 額定功率 9000 KW 額定定子電流 618.6 A 額定定子電壓 10.5 KV 額定轉子電流 A 額定轉子電壓 V 相數 3 額定轉速 3000r/min 頻率 50HZ 3
效率 97% 接法 Y 額定功率因數 0.8
2、勵磁數據：
空載勵磁電流空載勵磁電壓滿載勵磁電流空載勵磁電壓4
86.6A 52.4V 220.3A 188.9V
第二章 啟動調試的 目的、依據、分工和要求
一、編制目的：
整套啟動試運中電氣部分調試是整套啟動試運工作的重要組成部分。對于全面考核前期調試質量，檢驗主要電氣設備的性能、設計和安裝情況，都具有重要的意義。為了確保調試過程中人身及設備的安全，保證調試質量，規范調試項目，做到分工明確，組織嚴密，使調試工作有條不紊地進行，特編寫本方案。
二、編制依據：
編制本調試方案參考了以下內容：
《火力發電廠基本建設工程啟動及竣工驗收規程》 《火電工程啟動調試工作規定》 《火電施工質量檢驗及評定標準》 《火電建設施工及驗收技術規范》
《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》 《電力設備預防性試驗規程》 《繼電器檢驗規程》 《電氣指示儀表檢驗規程》 《電力系統自動裝置檢驗條例》 有關廠家的技術標準
設計單位、設備廠家提供的有關圖紙資料
三、調試組織分工
總指揮：
副總指揮： 組
員：
四、電氣調試要求和注意事項：
1、參加調試人員應熟悉《電業安全工作規程》和《發電機運行規程》熟悉調試范圍內設備狀況，調試項目的內容及自己在調試中的職責。
2、參加調試的工作人員應聽從試驗負責人統一指揮和分配。試驗負責人在進行調試前應征得當值值長的同意，方可進行調試，試驗結束后應當向值長匯報。
3、調試過程中發生異常情況，應立即中斷試驗，并設法及時消除。如遇到重大問題應及時各試運指揮組匯報。
第三章 啟動調試應 具備的條件和準備工作
一、 啟動調試應具備的條件：
機組整套啟動試運開始前，必須滿足火力發電廠基本建設工程啟動及驗收規程中關于整套啟動試運應具備的規定。應仔細檢查以下條件：
1、發電機變壓器組電氣部分的
一、二次設備安裝調試完畢，符合設計及有關規程的要求，經驗收并完成驗收簽證，技術資料齊全。
2、配套送出的輸變電工程應具備并網條件。
二、啟動前的準備
1、開列好啟動有關的典型操作票，準備好足夠的安全用具及消耗材料。
2、發電機，勵磁變壓器絕緣合格。
3、電氣系統已按調試運行方式要求完成操作。
4、檢查繼電保護定值及投入正確，各聯鎖動作正確。
5、發電機整組試驗及勵磁裝置靜態調試完成。
6、試驗范圍內的開關、閘刀均斷開。
7、檢查試驗設備及儀表完好齊全。
第四章 不同轉速下(包括超速后)測量
一、試驗范圍：
本試驗的范圍為：發電機定、轉子，轉子集電環，滑環支架和電纜。
二、試驗項目：
通過本試驗來檢測發電機轉子繞組和轉子鐵芯在不同轉速下的絕緣狀況和鐵芯繞組的損耗情況。
三、試驗前應達到的運行狀態
1、發電機定子繞組在開路狀態： ①拉開(搖出)發電機開關。
②拉開(搖出)發電機所有壓變閘刀(小車) ③發電機出線端應無任何臨時連接導線。
2、發電機冷卻回路已經投入運行。
3、發電機振動在規定要求范圍內。
4、發電機勵磁系統在冷備用狀態。
5、發電機轉子碳刷均取下。
四、試驗項目
測量不同轉速下的交流阻抗和功率損耗，并讀數、記錄：
1、發電機在靜止狀態(轉子沖動前);
2、發電機在500轉/分狀態;
3、發電機在1000轉/分狀態;
4、發電機在1500轉/分狀態;
5、發電機在2000轉/分狀態;
6、發電機在2500轉/分狀態;
7、發電機在3000轉/分狀態;
8、發電機組超速運轉后降到3000轉/分狀態。
五、注意事項及有關要求：
1、試驗電源應采用不直接接地電源。試驗電壓(有效值)應不大于0.707Ue。
2、試驗接線或測量時應注意轉動部分。
3、電流表、電壓表、功率表應選用0.5級精度以上，并有適合的量程。
4、在試驗過程中測量參數發生變化時，應將調壓器下降至零待分析、查明情況后方可繼續進行。
5、在試驗過程中，發電機轉速應保持穩定。
第五章 發電機短路試驗
一、試驗范圍
本試驗范圍如下：發電機、勵磁回路、發電機流變、壓變
一、二次回路，發電機、勵磁系統控制、保護、信號回路，發電機開關側。
二、試驗目的和要求
測量發電機三相短路特性曲線，檢查各組流變變比、二次負載情況，電流表和電流保護回路的連接情況。
三、試驗前應達到的運行狀態
1、發電機轉速應達到3000轉/分，并保持穩定，振動在規定范圍內。
2、發電機處于冷備用狀態。
3、發電機保護投信號位置。
4、勵磁變380V側接線拆開，通過外接380V電源給勵磁變送電。
5、發電機冷卻系統、測溫系統處于正常工作狀態。
四、試驗接線
1、發電機開關發電機側安裝三相短路鋁排。
2、在發電機三相電流回路中串接標準電流表(0.5級)。
3、在發電機勵磁回路分流器上并接電流表。
4、在轉子電壓回路上并接標準直流電壓表(0.5級)。
5、使用轉速表測量發電機轉速。
五、操作內容
1、檢查發電機、勵磁回路
一、二次接線正確。
2、檢查發電機在冷備用狀態。
3、檢查發電機冷卻系統正常。
4、合上勵磁變外接380V電源閘刀。
5、合上發電機滅磁開關。
6、調節勵磁裝置，使發電機電流升至0.2Ie，檢查三相電流對稱性、讀數。
7、檢查發電機各組流變二次電流值的正確性及二次負載(表計、保護等)中電流值的正確性。
8、調節勵磁裝置，使發電機電流分別升至0.2Ie、0.4 Ie、0.6 Ie、0.8 Ie、Ie停留、讀數。
9、核對各組流變變比以及二次負載。
10、核對盤表與標準表誤差。
11、調節勵磁裝置，使發電機電流分別下降至0.8 Ie、0.6 Ie、0.4 Ie、0.2 Ie、0，停留、讀數。
12、拉開發電機滅磁開關。
13、試驗結束，拆除試驗用接線、短路鋁排及表計，恢復原狀。
六、注意事項及有關要求
1、試驗接線、測量表計、短路鋁排應連接可靠、正確。
2、在一次設備上工作應先驗電，并做必要的保安措施。
3、調節勵磁電流時，應緩慢進行，并只允許向同一方向調節。
4、測量用的表計采用0.5級以上，性能穩定可靠，讀數時應待表計停穩后同時讀數。
5、異地操作、測量、指揮應有專用電話或其他通訊設備。
6、在整個試驗過程中，發電機3000轉/分。
7、試驗中，二次電流回路嚴禁開路。
第六章 發電機空載特性試驗及 測錄空載滅磁時間常數和轉子過電壓波形
一、試驗范圍：
本試驗的范圍：發電機、磁磁裝置及整個勵磁回路，發電機流變、壓變及
一、二次回路，發電機、勵磁機裝置控制、保護、信號回路，發電機開關發電機側。
二、試驗目的和要求
測錄發電機三相電壓空載特性曲線，檢查各組電壓互感器變比，電壓表和電壓保護、測量回路連接情況，檢查發電機定子線圈匝間絕緣耐壓，測定發電機空載滅磁時間常數，錄取滅磁時轉子過電壓波形，測量發電機定子殘壓及發電機電壓相序。
三、試驗前應達到的運行狀態
1、發電機轉速應達到3000轉/分，并保持穩定，振動在要求范圍內。
2、發電機、勵磁系統的
一、二次設備處于冷備用狀態。
3、發電機保護全部投入(至機、爐聯鎖壓板不投)。
4、勵磁裝置完好。
5、發電機冷卻系統投運，并且工作正常。
6、發電機測溫系統已投入運行，并處于正常工作。
四、試驗接線
1、發電機、勵磁裝置
一、二次系統接線完全。
2、在發電機三相電壓回路上并接標準電壓表(錄波器)。
3、在發電機勵磁回路分流上并接轉子電流表(采用0.2級毫伏表)。
4、在發電機轉子線圈兩端并接電壓表(錄波器)。
五、操作步驟
㈠發電機空載和匝間耐壓試驗
1、檢查發電機、勵磁裝置
一、二次回路正常。
2、檢查發電機開關、滅磁開關、勵磁閘刀、發電機壓變閘刀(小車)在拉開位置，測量發電機定子絕緣電阻。
3、檢查發電機冷卻系統正常。
4、合上發電機所有壓變閘刀(小車)，并放上壓變低壓熔絲。
5、合上發電機勵磁裝置電源閘刀。
6、放上發電機滅磁開關操作、合閘熔絲。
7、發電機轉速達到2500轉/分時合上發電機滅磁開關。
8、轉速達到3000轉/分時，按下起勵按鈕，發電機建立電壓后調節電位器，使發電機電壓上升至6000V，中間每隔1000V停留讀數。
9、檢查發電機各組電壓互感器二次電壓值的正確性并讀數。
10、檢查核對三相電壓相序、對稱性，及表計指示情況。
11、檢查各組電壓互感器二次電壓并送至繼電保護裝置情況，并察看保護動作情況，測量YH開口三角不平衡電壓值。
12、調節勵磁裝置，使發電機電壓上升額定電壓的1.3倍停留5 電機的轉速及勵磁電流的波動，每隔一分鐘讀一次表。
13、調節勵磁裝置，使發電機電壓下降至最小值，中間每隔1000V停留讀數。 ㈡空載滅磁時間常數和轉子過電壓波形測錄：
14、調節勵磁電流，使發電機電壓上升到額定電壓。
15、檢查錄波器和選擇適當的量程。
16、啟動錄波器后拉開發電機滅磁開關。
17、測量發電機殘壓及相序。
分鐘，并密切注意發
18、檢查錄波情況。
19、拉開發電機勵磁變閘刀。
20、試驗結束，拆除試驗接線、表計，恢復發電機、勵磁裝置
一、二次系統恢復至原備用狀態。
六、注意事項及有關要求
1、試驗接線、測量表計應連接可靠、正確。
2、在一次設備上工作應先驗電，并做一些必要的保安措施。
3、調節勵磁電流時，應緩慢進行，并只允許在同一方向調節。
4、測量用的表計采用0.5級以上，性能穩定可靠，讀表時應待表計停穩后同時讀數。
5、異地操作、測量、指揮應有專用電話或其他通訊設備。
6、在整個試驗過程，發電機長期保持3000轉/分，否則定子電壓值應進行修正。
7、試驗中，二次電壓回路嚴禁短路。
第七章 發電機與系統并列
一、試驗范圍
本試驗范圍如下：發電機、勵磁回路、發電機流變、壓變
一、二次回路，發電機、勵磁系統控制、保護、信號回路，發電機開關、1AH-8AH高壓母線及電纜
二、試驗目的：
檢查同期系統的正確性和完整性，保證發電機組與系統實現同期并列。
三、定相試驗準備及注意事項
1、檢查發電機、高壓開關設備及電纜完好，具備投入運行條件。
2、準備好試驗中需使用的相位表。
四、發電機定相試驗步驟：(倒送電方式)
(-)母線側
1、檢查插件開關在檢修位置。
2、檢查發電機保護已全部投入。
3、合上發電機開關。
4、測量發電機進線側壓變(機端壓變)及老系統母線壓變二次各相電壓的大小、相序及相位。兩者的大小應接近相等，相序相同。
(二)發電機側
1、檢查發電機開關在檢修位置。搖入插件開關到工作位置。
2、檢查發電機保護已全部投入。
3、合上發電機滅磁開關。
4、增加勵磁電流，升壓至額定值。
5、測量發電機機端壓變及勵磁壓變二次各相電壓的大小、相序及相位。結果應與前者大小應接近相等，相序相同。
6、將發電機電壓降為零，斷開發電機滅磁開關。
五、自動假同期試驗：
試驗前準備好錄波裝置并接入如下測錄量：發電機進線側壓變和發電機機端電壓;發電機開關的一對常開輔助接點;自動準同期裝置的合閘脈沖。
1、檢查發電機開關在試驗位置。
2、搖入所有插件及壓變開關。
3、合上滅磁開關，使發電機電壓升至額定電壓。
4、 合上自動準同期裝置的投入開關，觀察自動準同期裝置工作正常并發出合閘脈沖，“合閘”指示燈亮，發電機開關合閘成功。
5、退出自動準同期裝置投入。
6、將發電機電壓降為零，斷開發電機滅磁開關
7、拆除試驗接線，恢復原狀。
六、自動準同期并列：
1、檢查發電機開關在熱備用位置。
2、合上滅磁開關，發電機電壓升至額定電壓。
3、 合上合上自動準同期裝置投入開關，觀察自動準同期裝置工作正常并發出合閘脈沖，“合閘”指示燈亮，發電機開關合閘成功。
4、退出自動準同期裝置投入。
第八章
機組并網后電氣試驗
一、試驗范圍
本試驗的范圍：發電機、勵磁裝置，發電機壓變、流變、發電機開關，上述設備的二次回路。
二、試驗內容
1、檢測發電機電流互感器回路的相位是否正確。
2、差動保護等回路的不平衡電流是否穩適當，
3、測量不同負荷下(50%、100%額定功率)的發電機軸電壓。
三、檢測發電機電流互感器回路的相位
在發電機的負荷達到50%以上時，用相位表測量各保護及測量回路中各相電流的數值和相位，并記錄發電機負荷及功率因數。根據所得結果，確定電流二次回路接線的正確性。
四、差動保護等回路的不平衡電流，
在不同負荷下，測量發電機、變壓器，發變組保護各差動保護的不平衡電流，其數值應在要求范圍內.
第四篇：發電廠主要指標
發電廠主要指標、計算、分析
?
1、發電量
? 計算電能生產數量的指標，是發電機轉換產出的有功電能數量，單位kwh
萬kwh、億kwh。 電量=(本次底碼—上次底碼)*變比 ?
2、供電量(上網電量)
? 發電廠實際向廠外供出的電量，目前已關口表計量為準。
? 供電量=發電量—廠用電量 ?
3、結算電 量
? 發電廠與電力部門經濟結算的電量 ?
4、供熱量
? 熱電廠在發電的同時，對外供出的蒸汽和熱水的熱量，單位：KJ 百萬KJ等 ?
5、火力發電廠全廠熱效率
? 火電廠與發電量相當的總熱量占發電耗用熱量的百分比
? 凝汽全廠熱效率=3600kj/kwh/發電標煤耗kg/kwh*29.308Mj/kg=860cal/kwh/發電標煤耗*7000calL/kwh ? 國家規定：計算發電效率是電力當量為0.1229,既發1kwh電量折算為0.1229kg標準煤，每1KG標煤的發熱量為29.308KJ。每KWH電量相當熱量=0.1229*29307.6==3600kj/kwh ;1kcalL==4.1868KJ
3600KJ==860kcal ?
6、廠用電量(率)、發電廠用電、供熱廠用電量
? 定義：發電所耗用的廠用電量與發電量的比率
? 供熱廠用電率=純供熱廠用電量/供熱量。
? 熱電廠的綜合廠用電率=(電力廠用電量/發電量)+(熱力廠用電量/發電量)
? 熱電比==供熱量/發電量=供熱量/(發電量*860kcal)
?
2、降低廠用電的措施
? 機組的容量、負荷率、燃料、輔機效率、運行方式
? 制定節能措施、加強計量管理，實現機組的經濟調度、生產用電和非生產用電要分開計量等。
?
7、煤耗(發電標煤耗、供電標煤耗)
? 煤耗是指火力發電廠在發電生產過程中單位電能所耗用的燃料的指標
? 發電煤耗(g/kwh)=發電耗用標準煤量T/發電量(萬kwh)*100 ?
供電煤耗(g/kwh)=發電耗用標準煤量T/供電量(萬kwh)*100 ? 標準煤耗的計算：正平衡法，反平衡法
? =燃料量*低位發熱量/7000 ?
8、水耗
汽輪機指標對供電煤耗的影響
?
1、汽輪機工作原理
? A、熱耗率-----每發1kwh電能所耗用的熱量。
? 熱耗率==汽輪機的汽耗率*主蒸汽焓-----給水率*高加出口給水焓
? B、汽耗率----每發1kwh電能所消耗的蒸汽量
? 汽耗率==主蒸汽量/發電量
? C、汽輪機效率
? ==3600/汽耗率*(汽機入口主蒸汽焓---高加出口給水焓)% 汽機的蒸汽參數指標 ?
1、主蒸汽壓力
壓力每升高1Mpa,熱耗減少0.55---0.7%，煤耗降低1.5---2.2g/kwh，中溫中壓機組壓力的變化± 0.5Mpa ?
2、主蒸汽溫度
主蒸汽溫度降低1 ℃，影響熱耗0.03%，煤耗增加0.1g/kwh。
中溫中壓控制在+5 ℃
--1 0℃ 范圍內。
?
3、排汽溫度
排氣溫度高，需要增加冷卻水量，增加汽耗，增加廠用電。 排汽溫度變化1 ℃，影響熱耗0.3---0.5%煤耗變化1.2g/kwh左右。
?
4、真空度
影響供電煤耗的主要因素。汽輪機的真空高，熱耗和煤耗低，真空低，熱耗和煤耗高。冷卻水降低1 ℃，真空提高0.3---0.5%煤耗降低0.3---0.5% ?
5、循環水溫度=凝汽器出口水溫---凝汽器進口水溫
? 循環水溫升變化1 ℃，影響熱耗變化0.3—0.5%
?
6、凝汽器端差
?
排氣溫度與凝汽器冷卻水出口溫度之差。端差控制在4---8 ℃，夏季控制到12 ℃以內，冬季一般控制在7 ℃以內。
?
端差每增加1 ℃，熱耗增加0.3---0.5% ?
7、凝結水過冷卻度
? 排氣壓力相對應的飽和溫度與凝結水溫之差。
? 過冷度一般控制在0.5---2度，過冷度每升高1 ℃，熱耗增加0.014%。
?
8、給水溫度 ---- 高加出口給水溫度值
?
9、高加投入率
? 投入率每降低1%，發電煤耗升高0.08g/kwh。
?
10、循環水泵、給水泵、凝泵等輔機單耗
鍋爐指標對煤耗的影響的分析
?
1、主蒸汽壓力----壓力的波動直接影響到鍋爐和汽輪機的安全性和經濟性，Mpa
壓力低1Mpa熱耗降低0.6% ?
2、主汽溫度----末級過熱器出口的溫度， ℃
溫度過高，金屬材料的強度下降，縮短過熱器和汽輪機的壽命，溫度低于額定值，會使蒸汽做功下降，汽耗、熱耗增加。
? 中高壓機組溫度降低10 ℃，熱耗降低0.45%
( 10分鐘50 ℃) ?
3、排煙溫度
? 110---160 ℃ ，排煙溫度升高使排煙焓增加，排煙損失增大，排煙溫度升高1 ℃，鍋爐效率降低0.035---0.055% ?
4、飛灰可燃物-----飛灰含碳量，
? 飛灰除了與燃料有關外，主要決定于運行人員的操作水平，與過?？諝庀禂?、爐膛溫度、風料的混合程度有關。
? 飛灰可燃物每降低1%，鍋爐效率約提高0.31% ?
5、給水溫度
?
6、入爐燃料的含水率
?
7、風機的單耗(引風機、一次風機、二次風機、返料風機)
?
8、汽水損失率---發電汽水損失量與鍋爐蒸汽流量的比值。
?
9、補水率----全廠補充水率與鍋爐蒸發量的比率。
第五篇：發電廠設備運行分析
分析項目：水電站在電力系統中的作用 分析過程：
1、提供電力，作為系統的工作容量分擔負荷?？梢詼p少系統火電的系統裝機容量;
2、供給系統大量的廉價電量，節省燃料。
3、承擔系統備用容量，提高系統供電質量;
4、調節峰荷，改善系統運行條件，降低系統發電成本;
5、起調荷作用，供給無功電力，調節系統電壓 總結：
水電站是一個利用水能生產電能的工廠。水能機組是水電站生產能量最重要的動力設備之一。經過水輪發電機將機械能轉換為電能。水力發電是目前公認的最清潔的一種能源，同時也是最經濟的發電方式。掌握水利機組運行技術對提高水電站乃至電力系統的安全?？煽拷洕\行水平是十分重要的。因此，水力發電在參與電力系統運行時，它占據一種十分獨特的地位，特別是隨著電力系統運行時，它占據一種十分獨特的地位，特別是隨著電力系統容量的擴大，水力發電必將在電力系統中發揮其更大的作用。
一、項目:隔離開關異常運行及事故處理。 過程：
隔離開關在運行和操作中，易發生接點和觸頭過熱、合閘不到位等異常情況，電動操作失靈，對此要求運行人員能正確的分析、判斷和處理。 總結：
1、隔離開關電動操作失靈。首先，檢查操作有無差錯;然后，檢查電流回路是否完好，熔斷器是否熔斷或松動，電氣閉鎖回路是否正常
2、隔離開關觸頭、接點過熱，需立即申請調度減小負荷，嚴重過熱時，應立即轉移負荷，讓后停電處理。
3、隔離開關合閘不到位，多數是掛鉤銹蝕、卡澀、檢修挑食未調好等原因引起的。發生這種情況，可拉開隔離開關后再次合閘，當電動不到位時，可手動合閘。必要時，應申請停電處理。
4、隔離開關觸頭熔焊變形，絕緣子破裂和嚴重放電。遇有上述情況應立即申請停電處理，在停電處理前應加強監視。
二、分析項目：信號系統的分類與區別
信號系統是當運行中電氣設備發生故障和存在不正常工作狀態時，除要求保護裝置做出相相應的反應外，還要求及時告知值班人員引起注意，迅速正確的判斷這些故障和不正常工作狀態的性質和特點，以便于及時處理。
分析過程：
用來反應故障和不正常工作狀態的信號通常由燈光信號和音響信號兩部分組成。前者表明故障和正常工作狀態的性質和地點，后者用來引起值班人員的注意。按其作用信號分為：
1、位置信號;
2、事故信號
3、預告信號 分析總結：
1、位置信號是用來指示設備運行狀態的信號。包括開關的通(斷)位置狀態，閘門的開、閉位置狀態，調節裝置調整到極限位置狀態和機組所處的狀態。
2、事故信號是設備發生故障時，在由繼電保護或自動裝置使斷路器跳閘或機組停機的同時發出的信號。通常使相應的信號燈發光，并同時發出音響信號。為與預告信號相區別，事故信號用蜂鳴器作為發聲器具，包括機組過速、低油壓、失磁、差動、過流、過壓、重瓦斯保護動作等。
3、預告信號是在機組等主要原件及其他設備發生不正常工作狀態時所發出的信號。它可以幫助值班人員及時發現不正常工作狀態，以便采取適當的措施加以處理，防止故障的擴大。為與事故信號區別，音響預告信號采用警鈴作為發聲工具。一般有發電機轉子一點接地;操作回路斷線，冷卻水終斷等。
三、項目：變壓器保護的分析 過程：
變壓器保護主要有：
1、差動保護
2、瓦斯保護(重瓦斯、輕瓦斯)
3、復合電壓啟動過流保護
4、過負荷保護
5、溫度升高保護
6、差動斷線 總結：
其中屬于事故保護的有：
1、差動保護，保護變壓器的內部故障及套管電源側引出線的全部故障
2、重瓦斯保護，防備變壓器內部故障及油面過低的主保護
3、負荷電壓起動過流保護，保護電網短路故障引起的變壓器過流且作為變壓器內部及外部短路故障的后備保護。
屬于故障保護的有：
1、輕瓦斯保護;動作后發生輕瓦斯動作信號。
2、過負荷保護;防止變壓器的電流超過額定值運行的保護，保護動作延時信號。
3、溫度升高保護
4、差動斷線;差動電流回路、開路。
四、項目：發電機有節奏振蕩分析 過程：
控制室看：各種儀表是否劇烈的左右擺動電壓低于正常值，聽發電機聲音是否有節奏的鳴叫;水機房看：各種儀表是否劇烈的左右擺動，電壓低于正常值，可控硅勵磁裝置是否間歇性動作，調速器不能穩定運行有震動現象。聽水輪機和發電機是否有撞擊聲和摩擦聲。
總結： 處理方式: (1)查明是系統震蕩故障還是機組本身故障引起震蕩; (2)匯報領導; (3)和調度聯系;
(4)系統故障引起震蕩時，聽從調度指揮;
(5)是機組本身故障引起震蕩時，調整勵磁并將機組開度減至空載
(6)震蕩故障不能消除時，將機組解列，停機檢查。
五、項目：折向器(水輪機內部，不可直接觀察) 過程：
(1)折向器的氣蝕，沖蝕和裂紋檢查。 (2)折向器的固定螺釘，銷子檢查。 (3)折向器操作桿的銷子及銷孔檢查。 (4)折向器操作桿水封的更換。 (5)固定折向器的拐臂檢查。 總結：
折向器的氣蝕、沖蝕部位，可在現場進行補焊，焊后進行磨光處理，如有裂紋必須更換。固定螺釘和銷子應緊固可靠，無松動現象并有鎖定措施。銷子和銷孔應完好，銷子不松動，銷子得插銷牢固。銷孔磨損，孔徑變大或橢圓，應鑲套后重新配置。更換新水封后，機組在各種工況下運行時不得漏水。拐臂轉動軸在運行中不應有向兩側串動的現象，其間隙小于1mm。
六、項目：隔離開關異常運行及事故處理 過程：
在隔離開關的運行和操作中，易發生接點和觸頭過熱電動操作失靈，合閘不到位等一剎那情況。對此，要求運行人員能正確的分析，判斷及處理。
總結：
(1)隔離開關電動操作失靈首先檢查操作有無差錯，然后檢查電源回路是否完好熔斷器是否熔斷或松動，電氣閉鎖回路是否正常。 (2)隔離開關觸頭，接點過熱，需立即申請調度或減小負荷;嚴重過熱時，應轉移負荷。然后停電處理。
(3)隔離開關合閘不到位，多數是機構銹蝕、卡澀、檢調試為調好等原因引起的。發生這種情況，可拉開隔離開關后再次合閘，當電動不到位時，可手動合閘。必要時，應申請停電處理。
(4)隔離開關觸頭熔焊變形，絕緣子破裂和嚴重放電;遇有上述情況應立即申請停電處理，在停電處理前應加強監視。
六、項目：機組軸承甩油量增大的原因分析 處理過程：
機組在正常運行時，機組軸承冷卻油應保持一定量得進油量與回油量，形成正常的平衡位置。假如冷卻油從軸承甩出，我們就應做進一步分析原因及處理。
總結：
軸承產生甩油的原因：
(1)熱油溫度過高，油槽上部產生油霧使油面壓力增大，油霧便從油槽蓋板密封處逸出。
(2)機組在運行時控油管內下側形成低壓與油糟上部之間的壓強作用下，油霧沿著主軸與擋油管的環腔向下逸出
總結：將外循環油放大加速油放走，在慢慢根據油面加入冷油。
七、項目：充油式電壓互感器的故障處理 過程：
充電式電壓互感器有下列故障現象之一者，應立即處理 (1)電壓互感器高壓側熔斷器連續熔斷
二、三次者; (2)電壓互感器發熱過高;
(3)電壓互感器內部有劈啪聲和其他噪聲;
(4)電壓互感器內部或引出口處有嚴重噴油、漏油現象
(5)從電壓互感器內部發出焦臭即冒煙
(6)線圈與外殼之間或引線與外殼之間有火花放電，互感器本體有單相接地。
總結：
在處理時，如系雙母線系統應用母線斷路器斷開故障電壓互感器。如系其他電路中的電壓互感器，當用隔里開關切斷時，應在隔離開關三相之間或其他電氣設備之間有足夠的安全距離，以及有一定容量的限流電阻的條件下方能進行。以免在斷開隔離開關時產生電弧而造成設備和人身事故。
八、項目：變壓器臺停送電危險點及其控制措施 過程：
變壓器臺停送電危險點有： (1)高、低壓感應電傷人; (2)物體打擊傷人; (3)弧光短路傷人; 總結：
1、感應傷人的控制措施： (1)要嚴格執行倒閘操作票;
(2)操作應兩人進行，一人操作，一人監護，不得站在斷路器，隔離開關垂直下方;
(3)應使用合格的絕緣桿，雨天操作應使用有防雨罩的絕緣桿; (4)摘掛跌落式熔斷器應使用合格的絕緣棒，其他人員不得觸及設備;
(5)應先拉開二次負荷開關再拉開跌開式開關; (6)更換高、低壓熔絲必須在地面進行，雷電時嚴禁進行變壓器臺更換熔絲工作。
2、物體打擊傷人的控制措施：操作人員應戴好安全帽
3、弧光短路傷人的控制措施：
(1)變壓器臺風大，拉開跌落式開關時，應先拉中相次拉下風相，后拉上風相，合上時先合上風相，次合下風相，后合中相
(2)拉合跌落式開關時，要站好位置，對準方向，用力適中，果斷操作。
九、項目：機組軸承溫度不正常上升的原因分析 過程：
發電機組在正常運行時，其軸承溫度會跟隨負荷多少，天氣情況，冷卻系統等的變化而改變，但其會在一個正常范圍內變化，突然改變則要查因。
總結：
機組軸承溫度突然不正常上升的原因： (1)冷卻水中斷或減小，打撈漂浮物; (2)軸承油位低，增大供油量;
(3)軸承冷卻器漏油或進水，更換損壞件，更換冷卻油;
(4)溫度表損壞，更換。
十、項目：發電機突然有節奏的不正常鳴響的判斷分析 過程： 判斷為震蕩的條件：
(1)發電機轉子勵磁電流下降，定子電流升高; (2)有功功率的指針在擺動;
(3)發電機發出鳴聲，其鳴聲的變化與儀表指針擺動的頻率相對應。
總結：
應盡快增加發電機的勵磁電流來創造回復周期的條件，還應適當調低負荷，以幫助盡快回復周期，在無法恢復同步時，只能將發電機與系統解列。
十一、項目：機組過速現象的分析 過程：
機組過速現象有： (1)機組發出超速聲; (2)機組重負荷頻率升高 總結：
應關小導水葉開度，11%為一級過速，保護裝置動作發信號，14%為二級過速，保護動作關閉機組，值班員應設法關閉導水葉(或噴針)機構，以減小水輪機原動能或者降低進水壓力。
十二、項目：氣體保護動作(瓦斯保護) 過程：
氣體保護動作的原因可能是：變壓器內有輕微程度的故障，產生微弱的氣體;空氣侵入了變壓器內。油位降低;二次回路故障(如發生直流系統兩點接地等)引起誤動作。
總結：
氣體保護信號出現后，運行人員應立即對變壓器進行外部檢查。首先,應檢查油枕中的油位和油色，氣體繼電器中有無氣體，氣體量與顏色等;然后，檢查變壓器本體及強油循環系統中是否有漏油現象;同時，查看變壓器的負荷，溫度和聲音的變化，經外部檢查，為發現任何異?，F象時，報告修理人員，并吸取變壓器的瓦斯氣體，查明氣體的性質，必要時要取其油樣進行化驗以共同判明故障的性質。
十三、項目：油開關拒絕跳閘的故障分析 過程：
油開關拒絕跳閘的原因有： (1)操作回路斷線或熔斷器熔斷; (2)失去操作電源或電壓不足; (3)傳動機構失靈; (4)輔助接點接觸不良; 總結：
在操作室操作油開關，實行遠程操作。設同期點的油開關，必須先進行同期操作或檢查。操作時，應注意油開關位置指示燈-紅、綠燈指示之正確性。油開關拒絕跳閘，應手動跳開油開關。找修理工查明原因，消除故障，為下次合閘做好準備。操作完畢后，應巡視檢查。由于，隔離開關不能帶負荷操作。為此，應與油開關操作配合，即合油開關前，應先合隔離開關，油開關跳閘后，才能拉開隔離開關。
十四、項目：調速器油泵不打油 過程：
如果調速器在運行中油泵不打油;首先，將調速器由自動切為手動檢查廠用電和油泵電機的三相電源是否正常，檢查繼電器是否卡死，找修理工，匯報領導。 總結：
在運行中我們要認證檢查調速器油氣比是否正常，調速器油泵電機是否有發熱現象，是否有異味。廠用電三相電源是否正常，不要等到油壓到16kg以下才處理，及時發現情況及時處理。
十五、項目：運行巡視電氣設備危險點的分析 過程：
雷雨天氣，大霧天氣，夜間，大風天氣，高溫天氣的危險點及控制措施。
總結： 1雷雨天氣
(1)避雷針落雷，反擊傷人;應穿試驗合格的絕緣裝備遠離避雷針5米;
(2)避雷器爆炸傷人;應帶好安全帽，不得靠近避雷器檢查動作值。
(3)室外端子箱，瓦斯繼電器進雨水;端子箱機構箱關關緊，瓦斯防雨罩完好。
2、霧天
(1)突發性設備污閃(霧閃)接地傷人;應穿絕緣鞋巡視。
(2)空氣絕緣水平降低，易發生放電;在室外，不知措施或巡視時，嚴禁揚手;
(3)能見度低誤入費安全區域內;巡視時要謹慎小心，認清位置。
3、夜間
(1)夜間能見度低易傷人;電筒照明電源合格，路燈完好，兩人同時進行，相互關照。
(2)巡視路線不平整，易摔跤;認真檢查，無竄動，保證行走安全。
4、大風天氣
(1)外物短路;認真巡視，對外物及時處理; (2)準備防雨帽;
5、高溫天氣
(1)充油設備油位過高，內壓增大，造成噴油嚴重滲油;認真監視油位變化，必要時請求停電調整油位。
(2)液壓機構油壓異常時，開關不能安全可靠動作;監視不超過極限壓力，人工安全泄壓，及時更換密封圈，建立專用記錄進行監視分析。
十六、項目：機組軸承(導軸承)故障分析 過程：
導軸承主要承受主軸傳來的徑向力，其作用主要是限位，防止機組在運行時產生旋軸擺動，承受主軸傳來的徑向負荷。其主要由軸頸，軸瓦，托板，調整螺釘，軸承體，油槽，軸承蓋板，冷卻器，擋油管，觀察窗，油槽密封，油頸密封等部件組成。
總結：
導軸承主要故障：
(1)軸頸與軸瓦間隙增大，轉子機械不平衡轉子電氣不平衡;制造缺陷，支座振動增加，機組支座上的交變力、螺紋或墊削弱或擠壓。間隙增大會導致主軸擺動增加，油膜破壞，摩擦面接觸，瓦溫升高瓦磨損面熔化損壞。
(2)軸承結構缺油循環不良; (3)軸頸與軸瓦間的潤滑油流量過大過小; (4)發電機轉子間隙產生不均勻;
(5)軸承電流絕緣被導電的沉積物覆蓋，絕緣機械性破壞，檢溫計外層金屬線接地導致電流通過軸承摩擦部分，引起軸承摩擦表面的電腐蝕損壞使瓦面上出現磨痕，軸瓦鎢金的表面熔化
(6)其他：潤滑油標號不符，潤滑油變質，刮瓦質量差，冷卻器部分受堵，冷卻器容量不夠。
十七、項目：高油壓數字閥式可編程調速器關于耗油量過大的處理方法
總結：
可按順序排查并采取相應解決措施 (1)管路連接有松動產生泄露; (2)蓄能器內氮氣不足; (3)安全閥調值不正確; (4)油泵出口單向閥密封不良; (5)截止閥泄露;
(6)液壓缺串腔另外，若油口混入空氣，將引起液壓缸動作遲緩，反應滯后處理方法是反復操作液壓缸往復全行程排除空氣即可。
十九、項目：GYT-600K型高油壓數字閥式可編程調速器的正常運行
過程：
GYT-600K型調速器為單電機，油泵加手動泵，一個蓄能器運行方式有：手動運行包括手動停開機手動增減負荷及手動帶負荷運行。自動運行以及手動、自動工況的相應切換以及事故停機。
總結：
調速器采用220V供電，電交流、直流互為備用，一種電源消失不會影響調速器的正常運行。但如果廠用直流消失，調速器將不能進行緊急停機(現在用直流供電)調速器處于手動狀態時，手動指示燈亮;調速器處于自動狀態時自動指示燈亮。手動和自動可以相互隨時無條件的進行切換。一般自動運行在操作時特別要注意檢查在自動還是手動運行。帶壓負荷用手動給減，給增開關進行操作運行時如果想切換畫面進行超標是只需輕輕觸摸屏幕任意位置，屏幕自動顯示。
二
十、項目：主變冷卻風扇的運行分析 總結：
風扇平時在自動運行，如果溫度升高，風扇不運行。風扇是靠電接點溫度計啟動，電接點溫度計頻繁啟動，觸電易老化，所以要將自動運行切換為手動運行。
冷卻風扇在運行中應注意事項：
(1)檢查信號繼電器，中間斷路器等是否良好; (2)檢查三相電源是否有缺相現象; (3)檢查風扇啟動運行時是否有異常響聲; (4)手自動切換是在故障是切換
二十一、項目：隔離刀閘操作基本要求的分析 總結：
嚴禁隔離刀閘帶負荷操作，操作是要與斷路器配合，三相聯動的隔離刀閘，開合應同時進行，且3相差距不應大于3mm，三相單聯刀閘的操作(拉開開關時，應先拉開中間相，在拉開其他兩相，合上開關時，先合上左右兩相，再合上中間相。隔離刀閘操作時要按原則進行，合上開關時，開始要慢，快接近時迅速合上，防止發生弧光，如已產生弧光，應迅速合上禁止再往回拉，終了時要慢，遵循慢-快-慢原則。拉時應慢且謹慎，當動靜觸頭剛離開時，發生弧光應立即合上，重新檢查斷路器是否已真正斷開，如果是切斷小負荷電流(電壓互感器、空載、用變等)設備室將會有電弧產生，這就應該迅速將隔離開關拉斷開，當終了時要慢，防止回轉時過程。
二十二、項目：聯絡開關并網運行分析 總結：
并網必須滿足電壓相等、相位相同、相序一致、頻率相等，當這些條件都滿足時，操作者只有在相角差最小時才能操作。
過程：
發電機的同步并列，應滿足電壓相同，頻率相同，相位相同三個條件。如果由于個人操作不當，發電機就會非同期并列，并列合閘瞬間將產生巨大的電流沖擊，是機組發生強烈的振動發出鳴音，發電機本體由于沖擊力矩的作用而發出“吼”的聲音，定子電流表、電壓表擺動。
總結：
發電機非同期并列時，危害很大，它對發電機及其變壓器斷路器等電氣設備破壞極大，嚴重時會將發電機繞組燒壞。發電機非同期并列時，我們應根據事故現象進行迅速而正確地處理。并列后，若機組產生很大的沖擊或引起強烈的振動電流，電壓表擺動劇烈而且不衰減。應立即斷開機組開關和滅磁開關停機，待轉動停止后，測量定子繞組絕緣電阻，確無問題后方可再次啟動機組。
二十三、項目：混流式水輪機導葉剪斷的運行分析 過程：
對導葉剪斷做了一下幾點分析 (1)剪斷銷剪斷一般原因 (2)剪斷銷的作用
(3)導葉剪斷銷剪斷出現的狀況和處理過程 總結：
運行中發現剪斷銷剪斷時，中控水機、故障信號燈亮，警鈴響上位機剪斷光字牌亮，機組振動擺度增大。運行人員首先檢查剪斷銷剪斷數目，調速器切手動調整機組負荷。使機組脫離振動區聯系檢修處理。