水电厂运行（共12篇）
水电厂运行 篇1
自改革开放以来, 我国经济取得显著进步, 生产、生活中对电力的需求也逐渐增加, 为了能够充分满足经济发展和社会进步的需求, 全国各地大规模进行电力生产, 但是, 传统电力生产的模式不但在电力生产中浪费了大量的煤炭资源, 又造成较大的环境负担, 为了解决好这一矛盾, 保证既能够保证水电的充足供应, 又不违背可持续发展的原则, 做好水电厂的运行维护节能十分重要。
1 水库调度管理
在水电厂的调度管理中转变观念, 树立搞好中心环节以及加强工程管理的意识, 不断的优化水资源配置。根据水库管理单位的具体性质采取相应措施解决水库管理的经费问题。在水电厂的管理中加强制度化的建设, 加强执法力度和水库调度管理者的培训, 主管部门可每半年或者每一年进行一次相关法规、法律等专业知识的培训教育, 不断提高水电站管理人员的素质。加强枯水期水库的调度管理工作, 保证在遵守法律的基础上统筹大局, 平衡水电的需求和调度, 做好库水位控制、来水量合理调度、清污降低水耗等工作。在水电站的管理中加强经济投资和技术投资, 对于重要的中型水库以及大型水库可率先进行优化调度的方案, 做好梯级水库群、跨流域调水优化调度的相关研究, 不断优化调度系统、洪水调度决策系统, 做好洪水的科学调度, 不断实现水资源的合理配置, 依靠科学技术推动生产力的发展和进步。
在水库的具体调度管理中, 要做好闸门安全运行的管理工作, 应注意以下几点:闸门安装结束后应根据相关规定对其进行设计及质量的检查, 保证其符合要求后再投入正常使用。这要求相关的工程管理人员深入掌握水电厂闸门的结构和使用方法。在闸门正常运行中, 应严格根据其设计标准进行操作, 不能擅自开关闸门, 保证闸门调度的有章可循。开启或关闭闸门时, 要充分掌握闸门的状态, 准确判断其是否处于均与平稳的状态下, 是否有支撑行走或转动问题出现, 是否有非正常响声等。注意侧轮或门体吊头有无卡阻。启动或关闭门体部位时, 注意是否存在明显的振动。开启闸门后注意观察门底的水流情况是否有偏移、回旋现象, 注意其耗能。一旦发现异常情况应及时报告, 并给予果断的处理措施。
2 设备运行维护管理
启闭设备的维护、检修重点是观察、保养、维修, 应参照设备厂方说明、要求以及当地的实际情况进行, 制定针对性的检修和维护细则。将定期观察、检修的结果记录在工作日记中, 养护工作由工作人员在上班时间进行。工作前应对设备进行常规检查, 一旦有不妥之处要在工作日记上做好记录, 做好移动式、固定式启闭机的金属结构和焊接情况, 注意是否有变形、开裂等情况发生。注意开始齿轮副情况, 注意有无断齿或磨损过量的情况, 注意减速箱、电动机、制动器、轴承、启闭机的固定情况以及是否存在轴承内、减速器漏油情况。在进行液压启闭机的检查中, 工作人员要注意油箱的油位, 在油箱中注入油液前要先采用离心式分离器、压力过滤器进行过滤。注意是否有油路、液压控制元件的漏油现象。例行维修时要注意检查设备、保护装置、钢结构、起吊用具、附属设备、电线、电机等, 更换润滑剂, 清洗减速器油箱等。注意电动机以及减速请的固定情况, 并加强对电刷接触情况的检查。中期维修时要尽量全面的将启闭机拆卸, 更换长期运转的磨损零件, 如钢丝绳、齿轮等。
水电厂启闭设备的运行任务主要是保证设备正常工作并保持良好的工作状态。为保证启闭设备的运行状态良好, 工程管理人员必须做到以下几点:首先, 加强预防措施的管理, 以免设备发生中途故障情况, 消除磨损情况, 加强设备的修复、更新。其次, 详细了解各项设备的使用条件和性能, 严格按照标准的操作流程进行操作。第三, 在启闭机的技术管理中, 要制定将所有设备包括在内的检修和养护计划, 并一一实行, 保证启闭机的设计符合文件的要求。第四, 由专人进行启闭机的安装, 保证管理人员能够安全、自由的进入启闭机平台, 保证吊装工和司机能够有良好的操作视野。在使用起重机搬运重物时, 要安排专职人员进行指挥操作。
3 运行人员节能管理
加强水电厂从业人员的管理, 合理分配人力资源, 保证水电厂的所用工作人员各司其职, 做好本职工作, 实现人才合理配置常在各自适合的岗位上发挥最大的作用, 实现其自身价值。此外, 应在日长管理中加强监督管理, 提高巡视质量, 及时日常工作中存在的问题和缺陷, 并及时组织人员研究、探讨, 给出及时、有效的解决对策。与此同时, 在水电厂的人员节能管理中, 还应合理安排投退设备、水情预报工作, 做好日常水电运行、节能、维护的管理, 加大技术和资金投入, 做好水情的监督、预测、评估, 将水电厂的一切工作都计划在管理方案之中, 不做无计划、无把握之事。
4 结束语
水电在人类的生产生活中扮演着举足轻重的作用, 随着产业结果的逐渐调整和优化, 以及人们环保意识的逐渐增加, 在保证水电厂正常运行, 满足人们需求的前提下, 不违背环境保护原则和可持续发展战略逐渐成为其改进和发展的重点问题。此外, 在其日常的管理、检查和维护中, 加强各个环节的检查、维修, 能够保证其处于稳定的工作状态, 为经济发展提供有利的条件。
参考文献
[1]何绪文, 宋志伟, 王殿芳, 等.反渗透技术在煤矿苦咸水处理中的应用研究[J].中国矿业大学学报, 2011, 18 (7) :109-110.
[2]鄢卫东, 施卫东, 缪应祺, 等.A/DAT-IAT工艺处理ADC发泡剂废水的试验研究[J].农机化研究, 2012, 13 (4) :198-199.
[3]朱圣东, 雷云周, 童海宝, 等.反渗透处理黄原胶发酵废水的实验研究[J].过滤与分离, 2012, 15 (14) :106-107.
[4]刘传升.常规分立元件控制水电厂的监控化改造[A].中国水力发电工程学会电力系统自动化专委会2012年年会暨学术交流会论文集[C], 2012, 20 (17) :120-121.
水电厂运行 篇2
运
行
事
故
处
理
预
案
汇
编
九仙溪四级水电厂
运行事故处理预案汇编
目 录
第一章 事故处理预案通则
一、事故分级办法（3）
二、事故处理组织机构的职责（3）
三、各级人员的职责（5）
四、事故处理的基本原则（5）
五、事故处理的程序及要求（6）
第二章 发电机系统事故处理预案
一、机组过速时,保护未能动作处理预案（7）
二、剪断销剪断时，主阀未能动作处理预案（7）
三、发电机着火事故处理预案（8）
四、励磁调节器故障或整流柜故障事故处理预案（8）
五、机组受电网冲击事故处理预案（9）
六、发电机超负荷运行处理预案（10）
七、发电机非同期并列事故处理预案（11）
八、发电机碳刷故障处理预案（12）
九、发电机甩负荷处理预案（13）
十、发电机进相运行事故处理预案（13）
十一、调速器拒动事故处理预案（14）
十二、蝴蝶阀拒动事故处理预案（15）
十三、轴温度升高处理预案（15）
十四、机组振动大的事故处理预案（16）
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第三章 电气系统事故处理预案
一、变压器着火事故处理预案（17）
二、厂用电失电事故处理预案（17）
三、直流母线接地事故处理预案（19）
四、110KV GIS装置拒动事故处理预案（20）
五、6.3KV开关拒动事故处理预案（21）
六、发电机出口PT断线或掉闸事故处理预案（21）
七、全厂停电事故处理预案（22）
八、直流系统失电事故处理预案（24）
九、辅机油系统着火处理预案（25）
第四章 其它事故预案
一、防洪应急预案（26）
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第一章 事故处理预案通则
一、事故分级办法：
为便于事故处理预案启动和分级管理，将事故分为三类。
1、一类事故：公司发生的人员伤亡事故、重大火灾事故、重大水灾事故、全厂停电事故、系统解列或瓦解事故、发电机、主变压器损坏事故为一类事故。
2、二类事故：公司发生的一般机组停运、解列、厂用电母线失电事故为二类事故。
3、三类事故：公司发生的不属于一、二类事故的其他生产事故异常为三类事故。
二、事故处理组织机构及各级人员、部门的职责、事故处理组织机构
1.1、厂部设事故处理领导组，厂部正职任组长，厂部副职领导担任副组长，技术主管、各值值长为成员。下设生产领导组和后勤保障组。
1.2、生产领导组组长由分管副职领导担任，成员由技术主管、各值值长组成。1.3、后勤保障组组长由分管副职领导担任。成员由总务、物资管理员和小车司机组成。
2、各级组织机构的职责
2.1、事故处理领导组，负责领导协调生产领导组和后勤保障组的工作，决定事故应急预案启动和负责对外联系汇报。
2.2、生产领导组负责领导和协调事故处理,负责向总公司领导汇报请示重大事项的决策；研究决定事故处理过程的重大事项；事故过后负责分析研究事故原因，制定整改防范措施。
2.3、后勤保障领导组负责事故情况下的物资供应、生活后勤、事故应急车辆以及向总公司领导汇报请示、消防保卫、医疗救护等工作。
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3、各级人员的职责
3.1、电厂厂长的职责：全面领导、指挥厂部的事故抢险救灾、处理、汇报、恢复、调查、分析、采取整改措施工作；负责事故处理预案的管理、训练、评价、修改完善工作；指导值长进行生产指挥、调整、操作等工作；保证事故抢险救灾工作安全、迅速、正确进行，努力减少事故损失，限制事故发展，避免人员伤亡及设备损坏，恢复机组正常运行。
3.2、副厂长的职责：协助电厂厂长领导、指挥事故处理工作。厂长不在时代替经理行使职责。
3.3、厂部技术主管的职责：在事故抢险救灾、事故处理及恢复过程中，负责本专业设备系统的操作、调整及事故处理的技术指导和监护工作；事故处理完毕，负责对事故原因和暴露的问题进行技术分析，提出整改措施和建议；负责对事故处理预案进行技术把关，参加演练并进行评价和提出整改意见。
3.4 厂部安全监督员的职责：在事故抢险救灾、事故处理及恢复过程中，负责安全监督检查，指导人员正确执行安全规程和安全措施，正确使用劳动安全保护用品；正确执行两票制度，不发生误操作；及时进行事故分析，上报报表；对发现的安全问题及时提出整改建议，认真落实；定期组织事故预案演练，对存在问题及时修改完善。
3.5、值长的职责：对本值的安全工作全面负责。组织本值人员进行事故预案学习演练，提出存在问题和改进措施及建议，认真落实；发生事故时，当值值长及时向上级汇报和通知有关部门，并组织人员进行事故处理。重点是机组事故处理的操作调整和前期抢险救灾工作；进行生产协调指挥，最大限度的保证人员安全，机组稳定运行和设备安全不受损坏；认真做好故障记录，组织进行分析讨论，及时提供事故有关资料，填报有关报表。
3.6、各层负责人的职责：协助值长开展事故预案培训演练工作；发生事故时，协助值长进行本单元的事故处理操作、调整、等工作，最大限度的保证人员安全，机组稳定运行和设备不受损坏。
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3.7、其他人员的职责：按照电厂厂长的命令，参加事故抢险救灾，保证材料物资的供应和必要的安全工器具、劳动保护用品。
三、事故处理的基本原则、事故情况下，要沉着冷静、有条不紊，及时汇报、及时联系，统一指挥、协调一致，做好防止人身伤害、设备损坏的技术措施，树立保设备观念，坚决执行紧停规定。
2、根据表计指示、光字信号和各种象征，正确判断故障范围及故障点； 3、尽快切除故障点，消除事故根源，限制事故的发展，解除对人身及设备的安全威胁；、调整未直接受到损坏的系统及设备的运行方式，尽量维持其在正常运行状态；
5、立即向有关领导和上级部门汇报，并通知有关部门； 6、迅速消除缺陷，恢复机组运行； 7、尽可能维持机组负荷
四、事故处理的程序及要求
1、事故发生后，值长应立即组织当值人员进行处理。同时向县调、总公司调度、厂部领导汇报，根据事故需要联系领导协助处理事故。
2、机组发生事故，巡视人员应立即向值长汇报，各层负责人对本岗位发生的异常情况及时汇报值长，巡检人员发现异常情况。
3、辅助系统发生事故，应立即汇报值长，并按照值长命令执行。
4、事故处理过程中，必须严格执行两票制度，严禁违反规定无操作票操作和无工作票办理开工手续。正确使用安全劳动保护用品，杜绝误操作和人身伤害。(事故处理过程中,需要抢修时,可不办理工作票先开工,但工作负责人必须向值长和工作许可人说清工作任务和安全措施,工作许可人和工作负责人一起到现场布置完安全措施后,方可开工,工作结束必须要做好记录。)
5、向上级汇报的基本内容：事故发生的主要情况，严重程度等。生产现场汇报
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时，应讲明光字、信号、保护动作情况，设备掉闸情况，现场检查分析的情况等。
五、运行过程中应检查以下系统良好备用，以备事故处理时可及时投入
1、发电机良好。
2、调速器良好。
3、机旁动力屏良好。
4、测温制动屏良好。
5、励磁柜良好。
6、现地 LCU良好。
7、高压室、低压室良好。
8、中控室良好。
9、升压站良好。
10、水轮机良好。
11、供水、排水系统良好。
12、蝶阀系统良好。
13、供气系统良好。
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第二章 发电机系统事故处理预案
一、机组过速时,保护未能动作处理预案
一、机组过速时的现象：
1.机组转速升高至145%Ne，声音异常，中控室语音报“1#、2#机组过速"，简报信息窗口显示“机组过速保护动作”，主画面显示机组出口开关事故跳闸，主阀自动关闭。
2.机组各有、无功等参数显示为“0”。
二、机组过速的处理：
1.若主阀、调速器未动作时，发电机层值班员迅速按下调速器紧急停机按钮，若无效应立即将调速器切到手动并按下紧急停机电磁阀；水轮机层值班员应迅速将主阀切换为“就地”方式，并手动关闭主阀，迫使机组停机。2.监视机组是否自动刹车，否则应手动帮助刹车。
3.汇报调度，启动备用机组，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。4.根据事故原因、设备情况，对机组进行全面检查。
5.检查确认机组设备良好，则应手动开启主阀，随时准备开机。
二、剪断销剪断时，主阀未能动作处理预案
一、剪断销剪断后的现象：
1.中控室语音报“1#、2#机组剪断销剪断”，简报信息窗口显示“机组剪断销剪断保护动作”，主画面显示机组出口开关事故跳闸，主阀自动关闭。2.机组各有、无功等参数显示为“0”。
二、剪断销剪断的后处理：
1.若主阀未动作时，水轮机层值班员应迅速将主阀切换为“就地”方式并手动关闭主阀，迫使机组停机。
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2.监视机组是否自动刹车，否则应手动帮助刹车。
3.汇报调度，启动备用机组，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。4.根据事故原因，设备情况，对机组及出口开关进行全面检查。5.检查确认机组设备良好，则应手动开启主阀，随时准备开机。
三、发电机着火事故处理预案
一、发电机着火后的现象：
可能从发电机附近闻到焦味，从发电机盖板缝隙及其它不严密处看到冒烟，严重时可能有浓烟和火焰喷出。
二、发电机着火后的处理：
1.确认发电机着火，立即按ＬＣＵ屏柜紧急停机按钮停机，断开灭磁开关，按“发电机着火”规定处理。
2.中控室留一人监护，其余人员立即到发电机层协助灭火。
3.汇报调度，启动备用机组，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。
四、励磁调节器故障或整流柜故障事故处理预案
一、调节器A（B）故障
（一）、现象：
1、调节器A故障（调节器B故障）信号出现
2、励磁调节器主、从方式切换
3、故障调节器有故障报警指示灯亮，调节器报警窗显示具体故障报警
（二）、处理：
1.监视励磁运行方式，及时通知维护人员检查 2.确认调节器故障时，将故障调节器停运
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3.通知检修处理。
二、整流柜故障
（一）、现象：
1、整流柜故障信号出现
2、可能同时有励磁表计摆动现象
3、监控上显示整流柜报警画面上有相应的故障报警
（二）、原因：
1.硅整流元件回路保险熔断； 2.硅整流柜信号电源中断；
3.该整流柜脉冲开关故障或电缆断开；
4.该整流柜风机两路电源故障或风压低及风机故障引起。
（三）、处理：
1.检查整流柜，若属快速熔断器熔断，应将该整流柜退出运行（断开脉冲开关），断开该台整流柜交流侧刀闸和直流侧刀闸，进行更换，更换后重新投入运行；
2.若属整柜信号或操作电源中断，应查明原因，进行处理； 3.若属整流柜脉冲开关掉闸，应查明原因，进行相应处理；
4.若属风机故障或电源消失，应尽快处理，无法恢复时，应汇报值长，限制励磁电流或将故障整流柜切除。
五、机组受电网冲击事故处理预案
一、事故前运行方式：
机组正常带负荷运行，辅机为正常运行，厂用电系统为正常运行方式。
二、机组受电网冲击现象：
1、定子三相电流剧烈摆动，且有超过额定值的现象。
2、发电机电压剧烈摆动，通常是电压降低。
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3、有功、无功大幅度摆动。
4、转子电流在正常值附近摆动。
5、发电机发出与参数摆动相应的鸣响。
三、机组受电网冲击原因：
1、系统中线路开关或大容量发电机跳闸。
2、发电机突然失磁。
3、系统发生短路故障。
4、发电机非同期并列。
四、机组受电网冲击处理：
1、如为本机失步引起振荡，则本机的表计晃动幅度要比邻机激烈，且本机有功表摆动方向与邻机相反。如为系统振荡，则两台机表计同步晃动。
2、如果振荡是由于发电机非同期并列或失磁引起，应立即解列发电机。
3、若因系统故障引起发电机振荡，励磁投入自动方式下，强励动作同时，严禁人为干预。
4、若励磁为手动方式运行，手动增加发电机励磁电流，但是发电机电压不能超出规定值。
5、降低发电机有功功率，但不能使周波低于49Hz。
6、汇报调度，以取得系统协助，尽快消除振荡。
7、经过上述处理，发电机仍不能拉入同步，则失步保护可能动作解列发电机；失步保护拒动时，解列停机。
六、发电机超负荷运行处理预案
一、发电机超负荷运行现象：
1、发电机定子电流指示超过额定值。
2、励磁画面上定子电流限制信号可能发，定子电流限制起作用。
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3、发变组保护装置可能有发电机过负荷信号报警。
4、发变组保护装置中发电机过负荷保护动作，发电机与系统解列。
二、发电机超负荷运行原因：
1、系统发生故障。
2、出现短时冲击性过负荷。
3、发电机发出有功功率超过额定值。
4、励磁装置强励动作。
三、发电机超负荷运行处理：
1、如系统电压正常，应减少无功负荷，使定子电流降低到允许值，但功率因数不得超过0.98（迟相），定子电压不得低于6kV。如发电机电压低于6kV，不能减无功，应报告值长，降低有功负荷，直到定子电流到正常值。
2、事故情况下，按照事故过负荷控制，并做好详细记录；若过负荷时间超过规定值，保护未动作，应手动解列发电机。
3、如果过负荷信号发出后，强励动作时，运行人员不得干预励磁系统，但应该适当减少有功负荷；20s后手动减少发电机无功负荷，以降低定子电流到正常值，同时监视发电机电压不得低于6KV。如果减少励磁电流不能使定子电流降到正常值，继续降低发电机有功负荷，直到过负荷信号消失。
4、过负荷期间加强监视发电机各测点温度，当定子或转子绕组温度偏高时应适当限制其短时过负荷的倍数和时间。
七、发电机非同期并列事故处理预案
一、发电机非同期并列现象：
1、在并列瞬间发生强烈冲击，定子电流突然升高，系统电压降低。
2、发电机发生强烈振动和轰鸣声，定子电流和定子电压剧烈摆动，甚至引起发电机和系统之间的功率振荡。
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二、发电机非同期并列原因：
1、自动准同期装置或同期回路故障。
2、不符合同期并列条件。
三、发电机非同期并列处理：
1、立即紧停发电机。
2、对发电机、主变及主开关进行全面检查。
3、转动停止后，对发电机进行详细的检查和测量绝缘及其有关的检查试验，无问题后，方可再次进行启动。
4、对同期装置进行检查并校核。
八、发电机碳刷故障处理预案
一、发电机碳刷故障现象：
1、发电机碳刷过短。
2、发电机碳刷冒火。
3、发电机碳刷剧烈跳动。
4、发电机主轴接地碳刷脏污或损坏。
5、发电机碳刷着火。
二、发电机碳刷故障处理：
1、发电机碳刷长度2.5cm左右时，应进行更换，更换碳刷时，新旧型号一致、同一厂家，对新碳刷事先磨好，并逐一更换，与滑环接触面应大于80％。检查维护碳刷时应站在绝缘垫上，穿绝缘鞋。
2、发电机碳刷冒火星或跳动时，要及时取下，用碳刷砂纸打磨后，用白布擦净，调整电刷压力一致，若冒火较严重时，可适当减少励磁电流，通知检修人员处理。
3、发电机大轴接地碳刷脏污或损坏时，应进行更换，在更换前，先退出转子一点接地保护，更换后，再投入该保护。
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4、发电机碳刷着火时，应用二氧化碳灭火器或1211灭火器灭火，禁止用干砂灭火，如火势猛，并引燃附近油管路时，执行紧停，保障设备和人身安全。
九、发电机甩负荷处理预案
一、发电机甩负荷现象：
1、事故音响器响，有功、无功三相静子电流降到零；机组出口断路器跳闸，绿灯亮，有保护光字显示；
2、机组转速先上升后下降，调节系统动作良好，转速控制在超速保护动作值以下。
3、调速器启动事故停机关闭。
4、蝴蝶阀启动事故停机关闭。
二、发电机甩负荷处理：
1、检查保护动作情况，判断发电机故障原因进行处理。
2、如励磁开关跳开时，检查厂用电应自投成功，如备用电源未自投成功，且无备用“分支过流”，应立即试送厂用电备用电源。
3、完成甩负荷的有关操作。
4、查明原因处理后，汇报值长。
十、发电机进相运行事故处理预案
一、发电机进相运行现象:
1、发电机无功变为负值。
2、定子端部构件温度升高。
二、发电机进相运行处理:
1、机组按正常程序停机。
2、维持系统电压正常，保证系统稳定性，网上电压低时，禁止进相运行。
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3、进相运行时，维持发电机出口电压在±5%Un范围内，防止发电机静稳极限降低。
4、监视定子温升不超规定，尤其是定子端部温度不超过120度。
5、发电机在任何有功负荷状态下进相运行，功率因数都不能低于0.95（超前）
6、不同有功负荷状态下不得超过发电机的出力曲线的限额。
7、如果温度、温升将要超过规定值，应减小进相深度，适当手动增加励磁电流，使功率因数高于0.95（超前），保持各点温升不超限。
8、发电机进相运行期间，各部分温度、温升超过运行限额，手动增加无功负荷。
9、发电机进相运行期间，发电机定子电压、定子电流不能超过运行限额，否则联系调度减少有功。
10、发电机进相运行期间，6.3kV厂用母线电压不能低于6.0kV，否则停止继续降低无功负荷。
11、发电机进相运行期间，出现失步振荡现象时，应立即增加励磁电流直至迟相运行。必要时减小有功负荷，仍不能拉入同步时，按照值长命令解列机组。
12、无法处理可以按紧急停机处理。
十一、调速器拒动事故处理预案
一、调速器拒动的现象:
1、调速器油压正常。
2、上位机下位机操作无任何动作。
3、调速器故障指示灯亮。
二、调速器拒动的处理：
1、重启调速器的交直流电源。
2、检查是否为液压缸窜油。如是则安排检修人员检修。
2、在调速器的面板上按下复归按钮。
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3、消除调速器故障指示。
4、手动操作调速器至停机。
5、如再无反应，可以在紧急停机阀和复归阀的电磁阀各中间，采用手动按压阀蕊顶针的方法进行操作。此阀在没有交直流电压的情况下也可正常操作。
十二、蝴蝶阀拒动事故处理预案
一、蝴蝶阀拒动的现象:
1、蝴蝶阀油压正常。
2、上位机下位机操作无任何动作。
二、蝴蝶阀拒动的处理：
1、检查蝴蝶阀屏柜及电源投入是否正常。
2、检查蝴蝶阀的液压锁定和机械锁定是否退出。
3、检查蝴蝶阀各电磁阀线包是否正常，有无正常电压。
4、检查各阀门是否在正常的位置。
5、检查液压缸阀门是否在正常位置。
6、如再无反应，可以在各电磁阀的中间，采用手动按压阀蕊顶针的方法进行操作。此阀在没有交直流电压的情况下也可正常操作。
十三、轴温度升高处理预案
一、机组正常运行方式：
故障前运行方式 ：负荷1000KW—5000KW，各冷却器正常运行。
二、各轴承温度普遍升高：
（一）现象：
1、各轴承温度普遍升高
2、轴承温度及回油温度升高报警。
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3、润滑油温度升高。
4、机组振动可能增大。
5、轴向位移可能增大。(二)处理：
1、检查润滑油冷却器进水和出水阀门是否正常。
2、检查冷却水源是否中断或是否正常。根据情况处理。
3、如1号冷却水故障，应切至2号冷却水运行。
4、查机组各轴承振动是否逐渐增大，根据情况进行处理，如振动值达 到停机值时，应紧急停机。
5、如调整无效时，轴承温度达到紧停值执行紧停。
十四、机组振动大的事故处理预案
一、机组振动大现象：
1、机组振动增大画面报警发出
2、就地机组运行噪音增大.二、机组振动大处理：
1、应适当降负荷，查明原因予以处理，并汇报值长。
2、检查机组的润滑油压、油温是否正常。若异常及时调整。
3、检查轴瓦工作情况。若异常及时调整。
4、由于环境温度剧烈变化,降低机组负荷等措施
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第三章 电气系统事故处理预案
一、变压器着火事故处理预案
一、变压器着火的原因：
在变压器着火前有故障或事故存在，或临近设备发生着火等情况。
二、变压器着火的处理：
1.立即分１４１、６４１断路器及１４１１刀闸，合上接地刀闸，并切掉所有电源。2.若变压器内部喷油着火，除切掉电源外，应打开变压器事故排油阀排油(使油面低于着火处)。
3.对变压器着火时应用灭火器、沙土等进行灭火，灭火时必须遵守《电气设备安全规程》的有关规定。
4.尽一切努力防止火灾蔓延。
5.汇报调度，并汇报主管部门领导及有关人员到现场。
二、厂用电失电事故处理预案
一、事故前运行方式：
机组各系统运行正常，辅机为正常运行方式，厂用电系统为正常运行方式。
二、厂用电失电故障有：
1、断路器故障，开关掉闸，备用电源未投入；
2、母线负荷故障，开关拒动造成保护越级掉闸，备用电源未投或投入复掉；
3、母线故障，保护动作，备用电源未投或投入复掉。
三、事故预案原则：
1、厂用电失电，不能盲目合厂变工作及备用开关。
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运行事故处理预案汇编
2、厂用电失电，如果主机保护跳闸，则按停机处理，确保设备安全停运。
3、厂用电失电，如果主机未跳闸，则尽可能维持机组运行，判明厂用电失电原因，联系检修处理。恢复无故障母线及负荷运行。
四、厂用电全部中断后的现象：
1、事故音响器响，简报和光字牌同时报警。
2、厂用电母线电压降到零。
3、所有运行的交流电动机均跳闸停运，各电动机电流指示回零。
五、厂用电全部中断的原因：
厂用电工作电源进线开关644（401）事故跳闸，备用电源进线开关905（402）未自投或自投不成功。
六、厂用电全部中断的处理：
1、厂用电全部中断按照正常停机处理。
2、确认直流系统由蓄电池带正常。
3、确认UPS切换至直流电源正常。
4、确认柴油发电机可以正常启动，首先恢复潜水泵带电。
5、查明备用电源未自投或自投不成功的原因，消除后尽快投入备用电源。
6、厂用电恢复后，将低压厂用电系统恢复正常运行方式，恢复潜水泵由低压厂用电带。
7、将直流系统、UPS系统恢复正常运行方式。
七、厂用电部分中断现象：
1、事故音响器响。
2、故障段母线电压指示为零。
3、故障段开关电流到零。
4、故障段上低电压保护投入的设备跳闸。
5、故障段上的运行设备跳闸后，其备用设备联启。
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运行事故处理预案汇编
八、厂用电中断预防措施：
1、加强防误管理及操作票质量监督。
2、定期校验保护装置定值及可靠性。
3、合理分配厂用电母线负荷。
三、直流母线接地事故处理预案
一、事故前运行方式：
直流系统正常运行方式，各测量表计、绝缘监察装置正常运行。
二、直流母线接地现象：
1、在DCS报警画面上“直流系统异常”信号发出。
2、直流母线上的绝缘监察装置发“母线接地”报警，接地极母线对地电阻值降低、对地电压降低。
三、直流母线接地处理：
1、电气值班员去就地检查，有无明显接地想象，查看直流母线正负对地电压。正负对地电阻，确证是哪组直流母线接地及接地极性。
2、先检查是否因新启动设备导致，如为新启动设备导致，将该设备切出，通知检修。
3、利用直流母线绝缘监察装置检查各支路的绝缘情况。
4、若直流馈线回路无“接地”故障，则可能发生在直流母线、充电器、蓄电池组或绝缘监察装置本身，可采用倒换，逐一停用办法查找。
5、查找出直流接地点时，运行人员及时通知检修人员处理。
6、查找接地时，应取得值长同意方可进行，瞬时切断直流电源，应先联系有关专责人员同意后方可进行。
7、对保护柜、自动装置柜直流电源采用瞬时停电法时，应设专人就地检查工作状态，有异常情况时及时进行汇报。
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运行事故处理预案汇编
8、查找直流接地时，要两个人操作，且时间不超过两个小时。同时整个过程应迅速，仔细，预防故障扩大。
9、查找直流接地选择顺序如下：
A：测量母线对地电压，判明接地程度和极性； B：选择当时有工作、存在设备缺陷、被淋湿的回路； C：选择信号回路； D：选择控制回路 ； E：选择直流母线上的设备。
四、110KV GIS装置拒动事故处理预案
一、1100KV GIS装置开关拒动原因分析：
1、SF6开关气压不足或漏气
2、储能机构故障
3、机械故障
4、控制回路、合闸回路故障
二、1100kV GIS装置开关拒动的事故处理
六氟化硫气体异常的处理:
1、当密度继电器发出报警信号时，应立即到就地查找泄漏间隔及泄漏部位,并及时通知检修人员到场,进行补气。
2、断路器SF6气体压力异常的处理:（1）SF6气体压力低信号发出后，应立即汇报，并通知检修人员。（2）对GIS设备进行检查，应在压力低闭锁操作以前，申请停电处理。（3）SF6气体严重泄漏时，检查人员到断路器处检查应注意防毒或采取防毒措施。
3、所有断路器在操作合闸时，如发生三相位置不一致现象，应立即手动拉开断
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路器。
4、当开关气压降低信号发出后，任何情况下，不应将开关合闸。当运行中开关发出压力低信号时应及时采取补压措施。
五、6.3KV开关拒动事故处理预案
一、6KV开关拒动的原因：
（1）、保护拒动；
（2）、保护出口压板未投；（3）、开关机构卡塞（拒动）；（4）、开关的操作机构动力不足；
（5）、控制回路有接地现象存在或二次保险熔断；（6）、直流系统发生接地（负极）；（7）、双跳闸线圈均烧坏；（8）、开关本身存在缺陷。
开关拒动后，相应的失灵保护将动作会造成大面积停电事故。
二、6.3KV开关拒动事故处理：
（1）如果是保护回路或控制回路故障导致开关拒动，及时联系电气维护人员检查回路，可以通过短接或跳线将开关跳闸，再详细进行检查处理。
（2）上述方法不能处理时，判断为开关内部故障时，应尝试用开关本体跳闸按纽跳开开关，开关跳开后，摇至试验位再详细进行检查处理。
（3）以上两条均不能使开关断开时，应将故障开关所在6.3KV母线停电后，再开关拉出检查处理。6.3KV母线停电后作好设备的事故预想，认真执行紧停规定。
（4）故障开关处理好后，必须检查五防功能完好，试验正常后方可送至工作位。
六、发电机出口PT断线或掉闸事故处理预案
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一、事故前运行方式：
机组正常带负荷运行，发电机出口电压互感器工作正常。
二、发电机出口PT断线或掉闸现象：
1、发电机电压、有功、无功显示降低、为零或不变。
2、发电机定子电流显示正常。
3、发变组保护装置PT断线信号显示。
4、发电机报警画面上发电压不平衡信号。
5、励磁调节器主、从方式可能切换。
三、发电机出口PT断线或掉闸原因：
1、发电机电压互感器故障。
2、电压互感器二次回路故障。
3、电压互感器一次保险熔断。
四、发电机出口PT断线或掉闸处理：
1、若发电机电压、有功、无功显示降低、为零则可能为机组PT故障，通知维护人员处理。
2、若励磁调节器主、从方式切换，从励磁调节器上检查相应的故障信息。
3、如果查明是由于PT一次保险熔断，应通知维护人员处理。断开该PT二次开关，将PT小车拉出（带绝缘手套、做好防护措施）。将一次保险更换，检查PT无异常后将PT送工作位，检查一次插头插好，合上二次开关。测量输出电压正常后将所退保护逐一投运，检查保护运行正常。
4、如为互感器故障，通知维护人员处理，同时运行人员加强监视。
七、全厂停电事故处理预案
一、事故前运行方式：
两台机组正常运行，110KV，6.3KV、380V系统及直流系统正常运行方式，辅机
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正常运行方式。公用系统按规定运行方式。
二、事故预想：
1、由于电厂内部的厂用电或其他主要设备故障，处理不当，导致机组全停，造成全厂停电。
2、由于城双线故障跳闸，导致两台机全甩负荷，造成全厂停电。
3、由于系统发生故障，两台机保护动作被迫停机，波及到厂用电系统正常供电，导致全厂停电。
4、运行人员及继电保护检修人员发生误操作，保护动作或重要设备（如主变、厂用母线）失电，处理不当故障扩大导致全厂停电。
上述原因引起的全厂停电都会导致：全厂两台机全甩负荷，发电机跳闸，主阀关闭，灭磁开关，厂用电开关，6.3KV，380V母线失电，辅机失电停转。
三、故障处理原则：
全厂停电事故往往由各种原因引起，虽然事故处理目的一样，但仍然视具体情况区别对待。
发生全厂停电后，运行人员应在值长统一指挥下进行处理，值长为现场总指挥，但应遵循以下原则：
1、尽快限制事故发展，消除事故根源，并消除对人身及设备的威胁。
2、优先保证港人潜水泵正常运行，确保安全停机。
3、优先恢复厂用电供电，尽量使失电的重要辅机首先恢复运行。
4、积极与调度联系，尽早恢复启备变外送电，及时安排机组启动。
四、故障处理：
1、系统故障造成城双线故障掉闸后，查看两台机的紧急停机动作情况。
2、若系统发生故障，110KV失去电压，发电机与系统解列，厂用6.3KV母线全部失电。
3、确证柴油发电机可以正常启动，保证潜水泵的正常运行。
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4、此时应根据需要及时就地进行操作关闭。操作完毕班长向值长汇报设备、系统恢复情况及存在的重大问题，做好厂用电源恢复后系统的启动准备。
八、直流系统失电事故处理预案
一、直流系统失电现象：
1、光字牌发“直流系统故障”信号。
2、LCD画面上直流系统单段电压到零。
3、失电母线段上充电装置电压到零。
4、可能发“励磁回路直流电源失电”、“保护装置故障”信号。
5、负荷开关母线PT发“控制回路断线”。
6、直流屏故障显示“装置故障”信号。
二、直流系统失电原因：
1、蓄电池组带母线运行时，出口保险可能熔断。
2、直流系统发生两点接地。
3、直流充电器掉闸，蓄电池出口保险熔断。
三、直流系统失电处理：
1、确认母线失压时，立即汇报值长；
2、立即拉开与失压母线所连接的刀闸、开关；
3、直流母线所带负荷发生相间或单相接地短路造成充电机掉闸，引起蓄电池保险过流熔断，造成母线失压时，检查各支路负荷有无明显故障，切除故障支路，恢复母线正常运行，将故障设备隔离，联系检修处理。
4、若充电器故障引起母线失压，应检查充电器交流电源是否正常，无明显故障可试送一次，如试送失败应退出故障充电器，将故障充电器隔离，联系检修处理。
5、若母线故障引起母线电压消失，退出故障母线。
--九仙溪四级水电厂
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九、辅机油系统着火处理预案
一、辅机油系统着火事故现象：
1、主控室火警报警铃响。
2、巡检员现场发现着火。
二、辅机油系统着火汇报程序：
1、义务消防人员查看报警后，立即汇报值长（确认着火后）。
2、值长拨打119报火警，并讲清楚着火地点及着火物。
3、值长汇报厂值班领导和部值班领导。
4、值长通知相关人员救火。
三、救火时的注意事项及联系方法。
1、作为义务消防员的巡检人员，应为消防培训合格，能熟练操作灭火器。
2、应使用适合的灭火器材，既干粉灭火器、1211灭火器、或干沙。
3、在消防员到来前，义务消防员应该积极救火，厂消防员到达后，义务消防员就应撤离火场。
4、义务消防员灭火时，要注意安全，佩带必要防护用品。
5、值长对外联系及汇报应使用录音电话，互通姓名，并做好记录。
--九仙溪四级水电厂
运行事故处理预案汇编
第四章 其它事故预案
一、防洪应急预案
根据四级水电厂所处地理位置，厂房高程和设计校核洪水位及洪峰流量，我厂根据机组运行情况制订汛期防洪预案：
1、成立以厂主要领导为首的防洪领导机构，配备电厂各种技术人员组成防洪领导小组。
2、备一台应急渗漏水泵、一台30KW柴油发电机和土铲畚箕、锄头、应急山体和边坡滑坡堵塞排洪沟急用。
3、确保汛期厂用电，主电源和备用电源，防止水淹厂房，保证通讯设备畅通，加强巡视进厂公路，及时清除山体滑坡，确保交通畅通。
4、加强对厂房、管理房后边坡的巡视，对有发现险情及时处理和报告，并组织人员操作有关设备和撤离人员到安全地带。
5、对洪水位高于高程82.7m时，机组要连续带负荷运行，确保因洪水中泥沙入尾水坑，堵塞检修水泵进水口、顶盖排水管，致使机组无法运行的严重事故。
6、以对洪水超过厂房的校核洪水位91.2时，请示上级领导指示，得到批准后，应组织人员切断142断路器后通知调度，分163断路器，使110KV线路处于冷备用状态。分2#厂变断路器905，人工拉管理房变压器上端的进厂房电源的三组隔离刀，后把所有人员撤离到安全的地区。
现代水电厂运行管理模式研究 篇3
【关键词】现代水电厂；运行管理模式；无人值班；少人值守
1.我国当前水电厂的发展概况
我国的水电厂发展在近几十年来非常迅速，我国在装机容量超过十万千瓦的大中型电厂大约有超过300座，其中也有不少是一百万千瓦的大型水电站，如三峡水电站、葛洲坝水电站等。当前，水力发电已经成为我国发电的主要来源之一，总装机容量更是位列我国发电总装机容量的第二位，但是目前的利用率仍没有达到预期的效果，发电量的排名仅排在第四位，因此，我国在水力发电的资源开发上还有较大的潜力，与当今的发达国家水平比利用率还不高。我国的水力资源分布不平均，西南丰富，其他地区欠缺，因此，我国大部分水力发电站多分布在云贵川地区，其资源开发量大约能占到近七成。
我国的较大城市均在地理上离大型水电站较远，难以对大型水电站加强管理，形成一个管理上的先天劣势。在上世纪九十年代前，由于受到计划经济的制约，我国的水力水电设施在技术和装备上条件都很差，经营管理上更是相当落后，逐步与社会发展的速度拉开距离，难以适应当前社会企业制度的发展。
我国传统水电厂均采用人工的实时操作和监控，这种值班模式可以对突发情况进行有效的监控和处置，具有较高的安全性，但是弊端也是显而易见的，其极大的占用了人力资源，人力成本浪费严重，还有需要大量的物力，这也是资源浪费的一个重要方面，导致了水电厂的效益常年较差。
随着社会经济的发展和科技水平的突飞猛进，当前在水电厂的管理模式上发展出了无人值班模式和少人值班模式，以及ONCALL模式，我们将电力作为核心资产这一纽带，将老的水电厂和新的水电厂进行企业股份制的改造，通过发挥老电厂的人力资源优势和技术优势，以及发挥新电厂的设备技术先进优势来进行统一整合，集中管理进行实现规模经济的实现，建立一种先进的企业制度模式，最终得以加强水电厂的整体市场竞争能力。
2.“无人值班、少人值守”管理模式
2.1“无人值班、少人值守”
随着计算机自动化技术的应用，我国大多数的水电厂已经实现了这一技术的更新，水力发电行业自动化水平发展较为迅速。但是，在广大的小型水电站由于其技术投入落后，仍然以有人值班的工作模式为主，而且在很多新投产的水力水电站，虽然具有较高技术水平的计算机自动化设备，但是仍然没有达到无人管理的水平，但是在人力投入上確实是减少了不少人力资源，值班人员大幅减少，但是我们仅能称为“少人值守”。
水电厂内24小时不需要全天有人员值班的状态，才可以称之为“无人值班”（少人值守）。对于一些水电设备的操作和功率转换调整以及运行监控工作，统一由上级集中控制单位的值班人员进行自动化的操作控制实现。但是仍然需要少量的值守人员在水电厂内进行24小时的值班，其主要工作内容是看护好设备或接收上级的临时工作安排。当前的水电厂通过“无人值班、少人值守”模式已经实现了传统的全天24小时进行人员管理的模式，通过少数人进行值班轮岗，仅在某些时间安排操作人员进行值班操控，在一些必要的操作岗位进行专人操作，大大减少了不必要的人力投入。
2.2实现“无人值班、少人值守”的方式
实现水电厂的无人值班模式或少人值守，通常通过以下几种方式得以实现：
（1）对于水电厂进行梯级划分，通过进行集中的直接监控调度，被控电厂实现无人值班或少人值守管理。一般在需要设置中控室的水电厂需要少量的人员值班，则该厂为少人值班。
（2）对于一些有多个厂房的水电厂，通过全厂总控室来控制各个分厂，各个分控制电厂实现“无人值班”。总控室的设置要在其中的一个分厂里进行设置，这个分厂就要配备少量人员进行少人值守。
（3）对于一些直接由上级调度所进行直接控制的水电厂完全可以实现“无人值班”（少人值守）。
2.3进行集中监控、分区操作的管理模式
无人值班的水电厂为了更好的发挥专业化管理的优势，同时能够集中的整合各个方面的资源，进行操作队和监控班的区分，通过实施“集中监控，分区操作”的模式来实现管理。监控班不仅同时对应多个操作队，还可以实现与操作队的平行设置。无人值班水电厂的监视监控工作以及信息的收集工作是监控班的主要工作任务，其再通过将信息进行记录、接收和分析进行调度令的转达，还实现对电压与无功管理的控制操作等。操作队则是进行定期的设备轮换以及水电站现场的维护和事故处理操作等工作。
3.完全无人值班模式
3.1完全无人值班模式的介绍
“完全无人值班”是指水电站站内没有人值班，机组开、停、调相等工况转换操作、有功、无功功率调整以及运行监视等工作，由设置在县城或其他远方调度控制中心完成，在水电站现场最多只留有保安值守人员负责现场治安看守和特殊事件处理。[1]由于当前电力自动化水平的提高，实现无人值班的基础已经具备，电力设备国产化和本地化实现了完全无人值班成本的降低，完全无人值班模式逐步实现。
3.2“完全无人值班”的发展趋势
计算机技术的突飞猛进对于实现计算机监控系统在水电站中的全面应用，传统的常规控制被替代，人工操作逐渐转化为自动化程度较高的自动化操作，“完全无人值班”已经具备了良好的技术基础。
当今发达国家的水电厂控制和管理上有着较为先进的经验，大部分的控制人员在远离水电站的区域生活，仅有少量的现场维护人员，通过上级调度部门进行现场的监控和调度来完成指令的下达和操作。
我国随着水电开发国家扶持力度的加大，越来越多的区域水电和梯级水电增加，单一电站的计算机监控系统已经具备，但是在区域范围内却难以实现集中控制的功能，人员的配备较多，区域水电厂实现无人值班的集中控制具有较大的潜力，也是一种必然的发展趋势。
3.3“完全无人值班”的实现方式
（1）梯级水电站全部实现“完全无人值班”。
（2）单一电站实现“完全无人值班”。
（3）400V小型水电站实现“完全无人值班”，利用GPRS网络进行水电站自动控制的操作[2]。
4.小结
现代水电厂的发展趋势就是高度实现自动化控制，逐步实现“无人值班、少人值守”的管理模式，通过进一步的技术手段进一步实现“完全无人值班”模式。
【参考文献】
[1]严世明等，现代水电厂运行管理模式的研究和探索[J].科技创新与应用，2013（30）.
水电厂运行安全管理研究 篇4
1 认真贯彻“安全第一, 预防为主”的安全方针
在水电厂运行管理工作中, 最重要的是加强全员安全意识教育, 认真开展安全活动。目前存在安全活动形式化, 具体表现在, 安全文件和安全通报未认真组织学习;照抄文件内容而未开展分析, 未认真总结经验和教训。因此, 在开展安全活动时必须结合实际工作情况, 认真总结工作中发生的问题, 不安全现象, 习惯性违章等等, 提出相应的解决办法, 安全活动不能仅限于读简报, 念安规, 要形式多样, 内容丰富, 着重于安全工作规程及安全工作简报的学习讨论, 如何避免发生不安全现象方面, 从而提高安全活动的质量。由于新技术不断应用于生产, 设备改造更新频繁, 这就要求我们的安全治理水平也应同时提高, 才能满足水电厂及电力系统安全稳定运行。由于微机的大量使用, 而国家对于这方面的安全规定较少, 《电业安全工作规定》涉及微机监控方面的内容几乎没有, 这就需要相关部门尽快出台相应的安全工作规定, 同时要求运行人员对这方面的安全意识需进一步的加强, 就目前而言, 看起来微机上操作很简单, 但越简单越轻易出问题, 假如放松了安全教育就更轻易出错, 因此, 安全思想教育不能放松。
2 认真执行设备巡回检查制度
巡回检查是为了及时发现设备异常、缺陷等问题, 防患于未然。是确保系统安全运行的重要环节, 值班人员必须严格执行本制度。日常的巡回检查工作主要由当值人员负责完成。巡回检查设备应按规定时间、规定路线进行。严格执行规程的有关规定。巡回检查完毕后, 按实际时间将发现的缺陷、巡检人员姓名, 认真填入巡回检查记录表和值班记录内。巡回检查必须严肃认真, 按照规定的项目进行检查, 禁止走过场或遗漏项目。巡回检查中发现设备异常或缺陷, 应及时汇报值长, 在危及人身和设备安全时, 允许先处理而后汇报, 应按规程采取果断措施。巡回检查方法如下:利用听、摸、嗅、看等手段, 判断设备是否运转正常, 对发现各种异常现象进行综合比较, 认真分析。根据运行方式、运行工况、设备结构、负荷和气候条件的变化, 应有重点的详细检查。进入高电压区域巡回检查时应注意以下事项:不得越过遮栏、围栏进入带电区域, 必要时应有一人在现场监护;雷雨时一般不巡视220k V升压站设备, 不得靠近避雷针、避雷器5米以内, 必须穿绝缘靴;高压设备巡视应按《电业安全工作规程》的有关规定处理。
3 保证“两票”的合格率100%
正确执行工作票和操作票的有关规定, 是防止误操作, 防止人身伤亡和设备事故的有力措施。在操作票制定和执行过程中应认真做到:任务清楚, 制票正确, 切实做到逐级审核, 模拟操作时应同实际操作一样认真仔细。实际操作时应严格履行监护制度和唱票、复诵并逐项执行, 对于操作中可能出现的问题也应事先做好预想, 以便出现问题及时处理。对于绝缘器具的使用, 应做到人人会使用。该使用的时候必须使用并加强治理, 如有损坏, 必须及时更换。操作后应对所操作的设备检查无误并汇报。假如操作中出现疑问应立即停止操作并汇报上级, 不能自作主张。对于接地线的治理也应加强, 使用后应登记和记录清楚, 杜绝一切不安全隐患。工作票的签发应严格按规定办理, 不合格的票一律不能签发, 对于可能出现的问题, 应事先通知工作负责人, 以确保人身和设备安全, 工作票结束时应和工作负责人一道去现场检查无误后, 才能办理结束手续。在两票的治理上, 必须落实到实处, 不能拟于形式, 这样才能保证在两票的使用中不出现差错, 从而保证安全生产。
4 提高运行人员的综合素质
由于科技的发展和现代化企业的需要, 高新技术的大量应用, 设备更新和改造快, 这就要求运行人员的综合素质进一步提高。对于运行人员的培训工作也应加强, 对新设备的了解和学习应同步进行, 目前存在资料图纸不齐全, 运行规程修改不及时, 使得运行人员对新设备一知半解, 轻易发生误操作, 因此, 要向运行人员提供具体的图纸和资料, 条件答应的情况下最好请技术人员进行技术讲课, 同时, 新设备相关的运行规程要及时修改准确, 这样才能新设备的安全运行。在学习各项科技知识的同时, 有关安全方面的知识也应同时学习, 需要经常组织培训运行人员安全用器具的正确使用方法, 如何避免习惯性违章, 如何增强自我保护意识, 如何办理工作票, 积极开展危险点分析等等。班组培训台帐必须结合现场实际, 开展运行分析和事故预想, 定期组织运行人员参加仿真培训, 提高运行人员对故障、事故的准确判定和快速处理能力。只有这样才能在运行工作中, 不断提高技术水平的同时, 安全意识同时提高, 从而保证设备安全稳定的运行。
5 提高设备检修、维护、巡检质量
由于水电厂已运行很多年, 存在设备老化, 过流部件易损等等安全隐患, 也是设备事故的高发期。这就要求在检修设备时, 必须严格执行设备检修标准, 真正抓好“三级验收”工作, 提高设备健康水平。日常维护时, 应做到及时消缺, 并提高消缺水平, 避免同样的缺陷反复发生。监控系统运行还不够稳定, 经常出现误报、错报和漏报信号, 给运行监视、故障判定及事故处理带来许多困难, 轻易发生误操作, 要求尽快完善监控系统。在设备的巡检工作中, 要准确把握设备的运行状况, 要严格做到全面、仔细, 不留死角, 做到心中有数。通过认真仔细的检查和分析, 以便及时发现设备隐患, 尽快处理。只有这样才能减少或避免应设备原因, 从而导致设备事故的发生。
结语
综上所述, 由于水电厂担负着电力系统的调峰调频任务, 对电网的运行安全意义重大。所以, 要求运行人员的安全管理工作必须长抓不懈, 在牢固树立“安全责任重于泰山”思想, 加强运行设备的检修和维护, 严格安全治理, 才能保证水电厂的安全稳定运行。
摘要：在电力系统中, 水电厂担负着调峰调频的重要任务, 如何开展好水电厂运行安全管理工作, 对保证水电厂发电机组的安全运行意义重大。本文主要阐述水电厂运行安全管理工作要认真贯彻“安全第一, 预防为主”的安全方针, 认真执行设备巡回检查制度, 保证“两票”的合格率100%, 提高运行人员的综合素质以及提高设备检修、维护、巡检质量等方面的相关问题。
关键词：水电厂,运行,安全,管理,研究
参考文献
[1]陈启卷, 南海鹏.水电厂自动运行[M].中国水利水电出版社.2009.
[2]陈国庆, 谢刚, 吴丹清.水电厂运行技术问答[M].中国电力出版社.2005.
电厂化学运行班长 篇5
化学运行班长岗位职责：
1、岗位名称：化学运行班长
2、岗位等级：6
3、所属部：发电部
4、直属上级岗位名称：发电部长
5、岗位职责：
5.1 化运班长是该班生产及精神文明建设的总负责人，行政上属部门主任领导，生产调度上接受值长的统一指挥。
5.2 组织全班人员坚守岗位，履行职责，精心操作，保证各项化验数据真实、准确，坚决杜绝弄虚做假行为。确保制氢、制水、加氯、加药、废水废油处理、炉内汽水化验等系统安全经济运行。每天按时到现场了解设备运行情况和水、汽质量，对超标情况及时汇报和处理。制定节酸、节碱、节药措施，并监督执行。
5.3 组织本班人员做好制氢、制水、废水处理、加药、加氯、汽水化验等工作。做好设备启动前的检查、准备工作。督促本班人员在设备运行过程中，认真监督，精心操作。工作需要时，应帮助或顶替其他岗位的工作。负责班内工作安排和协调工作。
5.4 督促本班人员定时巡检和认真做好化学分析，每天检查各项分析报告的准确性，发现问题及时采取措施和进行考核。负责编制每月的材料计划。
5.5 组织班组人员及时掌握设备运行情况，查找设备隐患，及时采取措施并通知检修人员消缺。班组内不发生责任性异常及以上不安全情
附件25
化学运行班长岗位职责
况。
5.6 对所管辖设备检修、试验工作，负责办理工作票许可手续，并在工作票记录簿上按时间顺序进行登记。
5.7 建立、健全班内各项管理制度、台账，搞好班组建设，搞好文明生产。
5.8 组织班内人员开展技术攻关，技术练兵，劳动竞赛，搞好班组技术培训。
5.9 关心群众生活，加强班组思想政治工作，充分调动班组人员工作积极性，自主参与企业民主管理。5.10 按时完成领导交办的其他任务。
6、人员素质要求：
6.1 具有中专及以上学历，具有技术员及以上职称或有较强能力的高级工，从事电厂化学工作五年以上。
6.2 有较强的组织领导能力和一定的班组思想政治工作经验。6.3 了解发电厂的整个生产过程及本厂主要设备概况，掌握电厂化学、防垢、防腐、水处理等基础理论，掌握制水、制氢、废水处理、加氯、加药的技术要求及工作程序，掌握基本的水、汽分析项目的操作方法。熟悉本厂各种化学设备的工艺流程，熟悉本厂各种化学设备、加药装置的安装位置、技术规范操作、自动控制、检测信号、联锁装置的规范、特性、位置。
6.4 必须熟悉部颁《电业安全工作规程》、本厂《化学运行规程》、本班岗位责任制及上级有关管理规定和通知。熟悉各类化学药品引起人
附件25
化学运行班长岗位职责
身事故后的应急处理方法。
6.5 熟悉化学系统的消防、通讯、照明等有关设施的布置及操作要领。
6.6 作风正派，关心他人，办事公道，善于听取群众意见。
水电厂运行 篇6
[关键词]水电厂;动力设备;提升;可靠性
1、前言
当前，在水电厂的动力设备当中包含着成千上万个零部件，而且由于零件的大小规格不同，无论是哪个部分出现了问题都会导致整个电力系统发生故障。鉴于此，为了保证电厂的正常运行，就必须提升各个零部件的可靠性。尤其是对于水轮发电机来说，作为水电厂的重要动力设备，对于稳定整个电力系统的运行具有非常重要的作用。因此，本文通过对电厂动力设备管理的基本要求进行分析，提出了提升水电厂动力设备运行可靠性的具体措施，从而杜绝事故的发生。
2、水电厂动力设备管理的基本要求
2.1准确掌握设备的运行状态
在水电厂当中，为了顺利完成水电厂的发电任务，提高生产的效率，以及确保企业的经济效益，需要对动力设备的运行状态进行及时的掌握了解。一般来说，掌握设备的运行状态也为设备的检查、保养和维修打下了坚实的基础，如果在维修之前对设备的运行状况不了解，就会产生不必要的无用功，甚至于使得这些保养、检查措施成为无源之水。鉴于此，要随时掌握设备的实际运行状况，寻找问题环节，并做认真的分析研究，之后制定切实可行的检修方案，从而确保动力设备的运行具有可靠性。
2.2制定合理的检修计划
一般来说，动力设备的检修技术分为年度检修计划和3年滚动计划。年度检修计划，顾名思义也就是每年编制一次计划，提前准备好特殊材料、加工备品配件的准备工作;而3年滚动规划则是3年中的后2年的大修进行准备计划。总之，检修计划的编制有利于缩短工期、节省大量的费用以及合理的安排物资。在动力设备比较多的水电站当中，可以对2台机械进行交叉检修，一般在第一台机械开始检修后的10到15天后再进行第2台机械的大修工作，按照这种方法不仅有利于解决劳动力不足的问题，还能够使部分检修设备进行生产，从而缩短检修的工作时间，维护水电厂动力设备运行的稳定性，尤其是在汛期之前，能够避免一边弃水一边检修的现象发生。
2.3提高检修人员的技术水平
除了准确的掌握动力设备的运行状况和制定合理的检修计划以外，提高检修人员的技术水平是保证动力设备可靠运行的重要因素。一般来说，一个良好的检修隊伍不仅需要先进的设备，更需要具有技术过硬、素质较高的检修人员，因此面对日新月异的科学技术，为了维护水电厂动力设备的安全运转，必须要加强企业检修人员的综合素质，从而不断提高企业的经济效益。
3、提升水电厂动力设备运行可靠性的具体措施
3.1加强发电机的运行维护与故障检修
3.1.1发电机的内部
一般来说，在对发电机进行检修的过程中，首先要对发电机定子绕组端部线圈的磨损和检修状况进行检查，并对发电机的局部进行预防性试验。其次，校验发电机的保护装置进，通过进行模拟故障试验，检查保护装置的灵敏性和速度性等是否满足行业标准。再者，要依据机组的运行情况进行发电机转子接地电阻检查，一般要求电阻值大于等于0.5MΩ。[1]最后，当机组转子绝缘电阻发生了下降的现象，要及时使其恢复正常值，避免诱发机组的发生故障造成停机问题。
3.1.2发电机的轴瓦
对于发电机的轴瓦要进行定期的油样化验，从而确保其所用的油质符合规定的要求。与此同时，还要校验发电机的冷却供水检测装置，一旦发现缺陷，就要及时采取处理措施。一般来说，工作人员要对供水的正、反切换和排污试验进行检查，从而保证供水的稳定性。当校验发电机轴瓦温度保护定值的过程中，还要模拟因温度较高而导致的停机实验，保证当温度达到设定温度时便可以及时进行警报工作和停机工作。[2]
3.2防止发电机发生故障
3.2.1防止发电机制动气源消失
为了避免发电机发生制动气源消失的现象，需要做好如下工作：首先，检查制动气系统的空压机电机，进行绝缘的测量，以及及时更换空压机的机油。其次，要对发电机的制动气源进行监视，保证气源的压力正常。如果在发电机的停机过程中出现了制动气源消失的现象，要及时将调速器更改为手动模式，保障机组的空转，及时通知检修人员进行检查处理，只有当恢复制动起源之后才能停止发电机的工作。
3.2.2防止电机励磁系统故障
在发电机的检修过程中，要对发电机励磁系统的功率柜、调节器及灭磁柜等系统进行清理和检修工作，还要校验系统的自动调节功能。[3]一般说来，如果发电机在运行的过程中突然出现极大的做功负值时，就有可能导致这个值接近机组的额定容量，从而使得输出的励磁电流为0。因此，励磁系统就会失去励磁电流，俗称为失磁，由于发电机是不会允许这种行为运行的，就导致了电机励磁系统发生了故障。在故障发生之后要及时地进行停机操作，然后对转子回路的运行状况进进行检查，当这些处理完毕之后才能恢复发电机的正常运行。
3.3加强水电厂调速器的可靠运行
水电厂的调速器是水轮发电机组的重要控制设备，必须要对其进行检查工作。在检查过程中，主要是对油压装置的压力表和传感器进行校验，当油压装置的压力过低时，整个系统会发出警报动作，这时值班人员就要及时赶到现场进行检查，查找故障所在以及分析产生的原因，从而将油压恢复到正常的范围之内，并在一段时间内进行监督，从而保证油压装置处于规定的要求当中。如果当调速油压装置油泵不能正常的开启而导致压力过低时，就要通知检修人员进行修理工作。与此同时，要在调速器的日常运行中保证其环境的清洁，进行管道和液压管的维日常护，及时更新相应的调速器用油，从而防止安全故障的发生。
4、结束语
综上所述，准确掌握设备的运行状态、制定合理的检修计划、提高检修人员的技术水平是保证水电厂动力设备运行的基本要求，也是提高水电厂经济效益的重要举措。与此同时，还应该不断加强发电机的运行维护与故障检修，防止发电机发生制动气源消失、励磁系统故障等故障，保证水电厂动力系统的稳定运行。
参考文献
[1]伍育华.提高水电厂动力设备运行可靠性措施分析[J].通讯世界，2013，24（20）：45-46.
[2]刘华康.浅谈水轮发电机组保护的配置与特点[J].甘肃科技，2010，26（21）：48-50.
水电厂机电设备运行管理分析 篇7
近些年来, 水电厂自动化程度越来越高, 但在实际工作中, 机电设备的运行管理依然存在着很多问题, 例如, 机电设备自身的问题、安全管理制度不完善、管理人员综合素质偏低等, 这些都制约了水电厂的发展, 因而必须采取有效的管理措施。本文就主要对水电厂机电设备的运行管理进行分析。
1 水电厂机电设备运行管理存在的问题
1.1 机电设备自身存在问题
水电是电力能源开发的重要方式之一, 它能为人们提供可靠的电力能源。在水电厂中, 机电设备比较多, 而且也比较复杂, 每种设备都与水电厂的正常运营发电息息相关。然而, 现阶段, 在水电厂机电设备运行管理过程中仍存在很多不足之处, 例如, 设备由于使用年限过长而过于陈旧, 于是经常出现运转故障, 而一些水电厂出于成本考虑, 没有及时将其换掉, 从而影响了水电厂的运行效率。另外, 对机电设备巡视检查不到位或检修不及时, 以致未能发现设备自身潜在的安全隐患, 也会引发机电设备运行故障。
1.2 机电设备安全管理制度不完善
在水电厂机电设备运行过程中, 要确保高效和安全, 就必须有一套完善的安全管理制度。然而, 目前水电厂机电设备安全管理制度依然不完善。例如, 安全管理制度往往现场实际指导意义不强, 并且落实力度不足, 这就造成很多安全管理人员没能将安全管理重视起来, 没有严格按照管理制度来对设备的安全性进行检测, 造成设备存在安全隐患却不能及时得到处理, 使设备长期带病运行, 进而引发机电设备故障。
1.3 机电设备运行管理人员综合素质较低
管理人员作为水电厂机电设备运行管理的核心, 其综合素质水平将直接影响设备运行管理效率。现阶段, 水电厂机电设备高素质、高水平、高技能的运行管理人员极为缺乏, 而且很多机电设备运行管理人员思想过于保守, 缺乏提升自身技术水平的意识, 使得其自身的技术水平依旧停留在传统阶段, 甚至一些管理人员过度依靠自身经验开展工作, 从而影响了机电设备运行管理的质量。其次, 当前水电厂对人才的培养还不够重视, 尤其是在新设备、新技术、新知识不断更新的情况下, 如果不能及时使工作人员了解各项技术知识和技能, 会影响到机电设备的运行效率。另外, 还有一些岗位人员技术、知识较为娴熟, 但因自身职业素质偏低, 在工作上认真程度不足, 从而易造成相应岗位的工作出现误差, 进而影响水电厂机电设备的安全运行。
2 水电厂机电设备运行管理策略
2.1 加强对机电设备自身的管理
通过以上分析我们可以了解到, 水电厂机电设备运行过程中, 由于自身问题引发的故障不容忽视, 必须采取有效措施, 加强对水电厂机电设备自身的管理。首先, 应加强对水电厂现有机电设备的管理, 尤其是设备的使用时间, 对于一些已经超出使用寿命或是工作效率不高的机电设备, 要及时对其进行淘汰更换处理, 以提升水电厂机电设备的运行效率。其次, 应加强对机电设备运行的管理, 如对设备的日常维护、维修、检验等, 要做到及时发现安全隐患, 并采取有针对性的处理措施加以消除, 以避免机电设备运行故障的发生, 进而提高水电厂机电设备的运行效率, 确保机电设备在最佳状态下运行。再次, 应发挥水电厂各部门的技术监督职能, 一方面要防止机电设备故障发生, 另一方面要做好机电设备故障预防工作, 确保水电厂机电设备运行的安全和可靠。另外, 在市场不断发展的过程中, 应对机电设备实施规范化、流程化管理, 不断完善机电设备安全检测制度, 以全面提高设备运行的安全性, 进而有效提升水电厂机电设备的运行管理质量。
2.2 完善机电设备安全管理制度
安全管理制度的不完善, 将会导致在水电厂机电设备运行管理中不能及时有效地发现设备存在的安全隐患, 从而严重影响设备运行的安全性。鉴于此, 必须完善水电厂机电设备安全管理制度。首先, 应对当前水电厂机电设备安全管理存在的不足展开全面分析, 如制度流程的不足、制度落实力度不够、职责落实不到位等, 只有了解当前水电厂机电设备安全管理的缺陷, 才能有针对性地对其进行完善。其次, 应结合水电厂机电设备运行的实际情况如运行状态等来完善机电设备安全管理制度, 从而确保安全管理制度适宜。再次, 应提高管理人员对机电设备安全管理的重视程度, 并完善岗位责任制, 将机电设备的安全管理职责落实到个人, 要求管理人员严格执行安全管理制度的规范流程, 一旦发现机电设备存在安全隐患, 需及时对其采取有针对性的处理措施, 以确保机电设备运行安全。另外, 要加强设备安全检测流程的落实力度, 确保机电设备安全检测的规范性操作, 避免出现形式化管理现象, 将机电设备安全管理制度的作用充分发挥出来, 确保机电设备运行的安全和可靠, 促进水电厂的快速发展。
2.3 加强对管理人员综合素质的培养
管理人员作为水电厂机电设备运行管理的核心, 如果综合素质偏低的话, 无疑将会影响机电设备管理的质量, 因此, 应不断加强对管理人员综合素质的培养。首先, 应加强对管理人员的技术培训, 全面提高管理人员的技术水平。其次, 应全面提升管理人员的综合素质, 例如责任意识、职业道德水平等, 要求管理人员将工作融入自身生活, 严格约束自身的行为, 确保对机电设备的科学有效管理。再次, 应加大高素质人才的招聘力度, 不断吸纳高素质、高技术、高能力的人才, 不断壮大人才队伍, 并提升队伍的综合素质水平, 进而推动机电设备运行管理工作更加有效地进行。
3 结语
综上所述, 在水电厂机电设备运行管理工作中, 管理质量直接影响着机电设备运行效率, 甚至会影响到水电厂的发展, 因此, 做好机电设备运行管理工作显得尤为重要。本文针对水电厂机电设备的运行管理, 结合笔者自身工作经验及对水电厂机电设备的了解, 主要对管理过程中存在的问题进行了剖析, 同时也提出了水电厂机电设备运行管理策略。希望通过本文的分析, 能够进一步提升水电厂机电设备的运行效率, 促进水电厂的良性发展。
摘要：在水电厂实际运营的过程中, 需要做好机电设备运行管理工作, 确保机电设备运行的高效性, 以提高水电厂经济效益, 促进水电厂良性发展。鉴于此, 对当前水电厂机电设备运行管理存在的问题进行分析, 并据此提出相应对策。
关键词：水电厂,机电设备,运行管理
参考文献
[1]严莎莎, 侯昭利.浅析电力抽水站机电设备运行中的问题与对策[J].中国科技投资, 2013 (Z2) .
[2]四川、贵州、云南三省水电厂 (站) 机电设备运行技术研讨会在蓉召开[J].四川水力发电, 2010 (5) .
[3]张寓朝.浅析水利工程机电设备的安装问题及维护检修[J].现代物业:上旬刊, 2013 (4) .
[4]寇松彬, 喻虹.水利工程机电设备的质量管理刍议[J].中小企业管理与科技, 2010 (25) .
石泉水电厂机组优化运行的实践 篇8
关键词：水电厂,机组,优化运行,实践
水轮发电 机发电机 组利用无 污染水能, 具有发电成本低, 机组启动快, 增加负荷迅速, 改变工况方便, 可调节范围广等特点, 适用承担各种类型的系统负荷和担任系统事故备用容量。近年随着电力系统的快速发展, 电网结构更加合理, 伴着经济水平的快速增长, 工业、民用负荷日趋增高, 对发电厂尤其具有调峰能力的水力发电厂要求更高。
石泉水电厂作为是汉江上游最早建设的大Ⅱ型水力发电厂和陕西电网调峰电厂之一, 在汛期承担系统基荷, 非汛期承担系统调峰和事故备用, 是陕南电网主要电源支撑点之一。如何保证机组长周期的稳定、延长机组运行寿命、提高水能利用率, 以达到企业效益最大化的目标值得长期深入的研究和探索。
1 概述
1.1 石泉水电厂概述
石泉水电厂位于汉江上游石泉县城西一公里处, 是汉江上游最早建设的大Ⅱ型水力发电厂和陕西电网调峰电厂之一, 兼有灌溉、防洪、发展渔业等综合利用效益。水库控制流域面积2.34万km2, 属不完全季调节, 正常高水位410m, 死水位395m。设计库容4.7亿m3, 2011年3月实测库容2.738亿m3。电站大坝为混凝土空腹重力坝, 坝高65m, 坝顶高程416m, 坝宽16m, 坝长353m。电站厂房为坝后式, 1号厂房安装3台4.5万kw混流式水轮发电机组, 总装机容量13.5万kw;1998年又在下游尾水左岸安装2台4.5万kw机组, 为短洞引水岸边式厂房, 1洞2机, 利用石泉大坝弃水发电, 目前电站总装机容量22.5万kw。
1.2 主接线方式介绍
石泉水电厂机组编号1-5号水轮发电机组, 主变压器编号1-4号主变压器, 1-3号机组、变压器为机变单元接线, 单机带主变;4、5号机组、4号主变压器为扩大单元接线, 两台机共用一台变压器。发电机机端额定电压10.5KV, 主变压器高压侧额定电压110KV。正常方式下, 1、3号主变压器运行于110KVI母, 2、4号主变运行于110KVII母, 两条110KV母线经1100母联开关联络运行。110KV母线共有出线5回, 分别通过汉中电网和安康电网接入主网运行, 其中石茶线、石洋线、石葛线接入汉中电网, 石长线、石古线接入安康电网。正常方式下, 石长线、石洋线运行于110KVI母, 石茶线、石古线、石葛线运行于110KVII母。
正常情况下, 石泉电厂1号厂房厂用电由3号主变经21B厂高变带, 2号厂房厂用电由4号主变经T41厂高变带, 1、2号厂房间设有厂联开关, 平时互为备用, 1、2号机可在空载及并网状态下均可经22B厂高变带1号厂房厂用电。
1.3 机组运行特点
1-3号机于1975年投产发电, 机组已运行40年, 过水部件汽蚀严重, 导叶漏水量偏大, 机组运行期间振动区较多, 以1号机由为明显, 可调节能力差, 2号机定子铁芯水平振动超标。在历年的机组检修过程中, 1-3号发电机 定 、转子均发 现不同程 度析出物, 且1号发电机与2、3号机同等工况下比较, 定子线圈温度及空冷器热风温度明显偏高, 高温大负荷运行时, 接近正常温度极限。4、5号机运行工况相对稳定, 但在30%-60%额定负荷区间, 由于大轴补气造成的机组振动较大, 可调节范围小。
2011年11月19日1号机在运行中, 由于141号线棒下部压齿与底部环板疲劳开焊, 造成141号上层线棒绝缘击穿接地, 经过临修, 更换了损坏的线棒。2007年11月-12月, 2号机组大修中, 对有匝间短路的25磁极线圈进行了更换。经陕西电力科学院对1-3号机进行老化鉴定试验, 结论为:整相绕组的介损, 介损增量及电容增加率均未超过部颁标准, 但局部放 电量超过 部颁标准, 起始、熄灭电压值较低。可以认为机组出现老化征兆, 内部有干枯、分层、少胶现象。
2 机组运行方式优化的提出
2 . 1 机组运行优化的概念
机组优化运行指的是在保证水电站稳定运行的基础上, 利用机组优化运行手段与优化运行状态等, 全面提升水电能源的利用率, 提高水电机组安全运行的水平。通常情况下, 以最少的发电耗水量作为优化准则, 然而只是关注发电耗水量并不能完全降低水电机组的运行成本。长此以往, 在考虑电网运行安全的基础上, 忽视了水电机组运行的稳定性与经济性, 在低谷时段往往会出现低负荷运行问题, 使水电机组摆度增大, 水轮机转轮汽蚀更加严重, 水导轴承发生严重磨损[1]。
2 . 2 限制机组运行方式的因素
(1) 机组动力特性 (即耗水率) 。 (2) 机组稳定性特性。 (3) 电气主接线及电力系统潮流控制要求。 (4) 对机组运行方式的特殊要求。
3 机组运行方式优化的实践运用
石泉水电厂运用计算机监控系统、机组在线监测装置、水调自动化系统等高科技手段结合多年机组运行参数总结、对比, 全面分析查找限制机组运行方式因素的原因, 通过加强操作调整、量化指标设定, 全面优化水轮发电机组的运行方式, 使机组运行指标达到设计值的目标, 实现安全和电量效益双赢。
3.1 依据机组动力特性的不同, 优化运行方式
对于水电站, 水头的高低对发电耗水率及机组出力影响很大, 宜保持高水头运行, 抬高运行水头可以减小水耗。石泉水电厂平均水头42m, 设计水头39m, 最大工作水头47.5m, 最小工作水头26.3m, 在设计水头附近每增加或降低1m水头, 发电耗水率减小或增加0.2m3/k Wh左右;水头达到42m以上, 机组出力最大为5.0万k W。合理安排机组启停顺序, 优先安排相同工况下机组耗水率小的机组机组应先开, 尽量多运行, 以降低耗水率, 增发电量。
(1) 在设备系统无故障、水位正常的情况下, (35m~17m水头下4、5号机耗水率比1~3号机耗水率小约0.12~0.22m3/kwh) 。开机顺序为4号机 (5号机) —3号机—5号机 (4号机) —2号机—1号机。
如表1、表2所示, 以年平均水头42m时, 1-3号机耗水率为10.23 m3/kwh, 4-5号机耗水率为10.08 m3/kwh, 机组按额定出力运行时计算:
机组运行1天发电量:4.5*24=108万k Wh。
11-3号机运行1天耗水量为:发电量*耗水率=108*10.23=11048400 m3
24-5号机运行1天耗水量为:发电量*耗水率=108*10.08=10086400 m3
3耗水量相 差 : 1 1 0 8 6 4 0 0 -11048400=38000m3
4相同水头下, 4-5号机运行比1-3号机运行1天, 可增发电量为:
耗水量/耗水率=38000/10.08≈3770kwh
(2) 由于1号机振动区较多, 运行工况较差, 调峰运行 时 , 安排1号机最后 开 , 最后停, 减少频繁开、停机对工况相对较差机组的影响。
(3) 两台及以上机组运行时, 尽可能满足110KV, I母和II母至少各有一台机组运行, 减轻一条母线故障时对机组出力和厂用电的影响, 其中1、3号机运行于110KVI母, 2、4、5号机运行于110KVII母。
(4) 尽可能的维持高水位运行, 机组经济运行 (机组可铭牌出力运行, 工况稳定, 耗水率低) 范围为39~47.5m工作水头, 即上游水位在402~410m之间。
(5) 机组的启、停过程中, 由于没有并入电网, 既不能送出有功电量, 同时又要产生水耗。尽可能的缩短机组启、停时间, 缩短机组状态 (停机、空转、空载、并网发电) 转换时间, 以减少未与系统并列运行时电耗和水耗。3 . 2依据机组稳定特性不同, 优化运行方式
石泉水电厂非汛期 (每年11月-次年4月) 主要承担系统调峰和事故备用。调峰运行时, 受天气及系统负荷需求影响, 在高峰和低谷时, 系统负荷变化大, 开、停机频繁。合理的优化运行方式, 振动、汽蚀严重的机组应尽量少运行, 尤其应避开强振区, 同时尽量减少机组的频繁开、停, 见表1。频繁停机或开机将会增加机组开关的跳合频率, 也会缩短机组开关的实际使用寿命。
(1) 加强与调度的沟通, 对短时的负荷限制, 尽量申请旋转备用, 减少机组启、停次数。
(2) 运用发电负荷调度系统和水调自动化系统, 进行系统负荷和水情预测, 科学的定发电量计划, 合理制安排不同时段机组运行台数。根据当天发电计划安排, 早晚高峰多申请机组运行, 抢发电量;夜间低谷时段申请机组全停, 回蓄水位, 抬高机组运行水头, 提高机组运行经济性。
(3) 根据省调下达的全厂总负荷, 结合当前水头情况, 按兼顾稳定和效率的原则, 进行各台机组间负荷的最优分配, 尽可能保持各机 组在高效 率区和稳 定工况区 运行, 避免机组进相运行。
(4) 负荷调整过程, 要缩短机组穿越振动区时间和减少穿越振动区次数, 严禁机组在振动区运行, 避免机组在0~30MW区间运行, 加强对机组在线监测系统数据的实施监控、对比。
3 . 3 依据电气主接线及电力系统潮流控制要求, 优化运行方式
石泉水电厂5条110KV出线中, 接入汉中网的石茶线、石洋线、石葛线同5台机组电气量 (负荷、电流) 引入稳控装置, 运行过程中需满足系统稳定控制要求。接入安康网的石长线、石古线正常方式下为直馈线, 且石古线通常带有铁路机车牵引变, 沿线并入地方小水电较多, 丰水期线路倒送有功、无功负荷较重, 严重影响机组出力。陕西东南部电网枢纽线路硤汉三回线在冬、夏两季负荷较重且潮流变化频繁, 且线路稳定极限为82万千瓦。为确保电力系统稳定运行, 满足系统潮流有不同的要求, 需对机组运行方式进行合理、机动、灵活的安排。
(1) 针对石茶线、石洋线、石葛线负荷潮流变化, 在满足出线有功负荷和电流不超过稳定极限前提下, 合理安排机组运行台数, 适当提高单机负荷, 避免机组带备用容量运行, 减少水耗, 合理进行负荷分配, 尽量减小流过母联开关电流。
(2) 石泉水电厂稳控装置过载切机设定最多切除三台运行且出力最大机组。在5机满发, 汉中网三条线路均接近满载运行情况下, 2号机、4号机 (或5号机) 负荷安排应略小于 (0.5MW) 其他三台机组, 且将切机压板打开, 以保证线路过载切机时厂用系统的安全可靠。
(3) 加强与调度的沟通, 避免系统倒送对出力的影响, 无功倒送, 系统电压高时, 避免机组进行运行, 尽可能不参与系统调压。
(4) 及时了解系统联络线 (硖汉三回线) 负荷潮流变化情况, 汛期大发电期间, 及时申请增加机组出力, 确保机组满负荷运行, 尽量减少出力受限的影响。
3 . 5 根据特殊要求的特点, 优化运行方式
影响机组运行方式的特殊情况一般指厂用电方式特殊时、汛期大发电期间、拦污栅压差异常时。合理的安排特殊要求下的机组运行方式, 对厂用电系统和机组本身运行期间的安全、稳定、经济尤为重要。
(1) 单机带厂用电运行期间, 尽量避免负荷调整, 定子电压已保证厂用系统电压稳定、合格为前提进行调整, 解除系统对机组控制权 (AGC退出) , 稳控装置切机压板严禁投入。
(2) 机组汛期大发电期间, 严格按照机组水头、出力对照表运行, 根据水头变化, 及时增加机组出力, 抢发电量。
(3) 洪汛期间, 严密监视机组进水口拦污栅压差变化, 坚持开机清浮渣、停机捞沉渣, 确保1、2号进水口压差最小。泄洪期间, 通过调整闸门运行方式 (至少保证有一个中孔运行) , 联系调度临时停机30min, 利用泄洪水流降低压差。非泄洪期间, 采用联系调度停机进行反冲的方式降低压差。
4 石泉水电厂机组优化运行效益评价
4.1 安全效益
见表2, 是石泉水电厂2010年-2014年影响出力的主设备缺陷的统计结果。可以看出, 通过机组优化运行的实践运用, 自2010年-2014年, 影响出力的主设备缺陷成逐年明显下降趋势。表明其设备运行的可靠性大大加强, 截至2015年5月30日, 石泉水电厂实现安全生产无事故4776d, 保持了长周期的安全生产态势。
4.2 经济效益
见表3, 是石泉水电厂2011年-2014年机组优化运行增发电量及经济效益统计。2011年至2014年, 通过抬高水头、实施水位动态控制、机组出力、水头对标等手段, 4年累计增发电量39272.92万k Wh, 创造额外效益8640.0424万元。
5 结语
在适应新形势的同时, 又要力争企业自身利益的最大化, 石泉水电厂不断在探索中实践。根据机组设计参数, 开展机组运行数据的试验和研究, 找出机组运行规律, 全面分析查找影响机组指标的因素, 编制《机组运行优化实施细则》, 对机组优化运行提供详细的技术指导。认真开展机组轴电压、摆度、振动值测量等定期工作, 发现异常及时调整机组工况, 保证机组在最优工况运行。流域行洪期, 在保证机组满发的基础上, 严格按照《机组水头出力对照表》优化机组出力能力。重点关注进水口压差变化趋势, 深入开展清渣工作, 有效降低了机组拦污栅压差, 提高了机组运行水头, 降低耗水率, 最大化向电网输送电能, 实现了实现安全和电量效益双赢。
参考文献
[1]冯雁敏, 张成铸, 张雪源.丰满发电厂水电机组运行方式优化研究[J].水电能源科学, 2011 (8) :155-158.
[2]畅建霞, 黄强, 王义民.水电站水库优化调度几种方法的探讨[J].水电能源科学, 2000 (3) :19-22.
水电厂运行 篇9
1 水电厂运行值班风险分析
1.1 水电厂运行监控风险
水电厂在监控方面的工作是包含两个部分, 第一个部分是实时监控, 在监控系统运作的过程中会存在水电厂的机器设备出现故障、信号无法得到回答的现象, 出现实时监控风险的主要原因有信息在传送过程中并不顺利、机器的信号方面回路没有动作或者是由于人为方面的失误, 如果值班人员的精神状况不佳、无法集中注意力, 则很容易发生误听或者忽略主要信息的现象, 还有可能因为操作机器的人员在操作机器的时候会发出预警的信号, 而值班的人员很可能忽略掉这种预警信号从而错过了解决问题的最佳时期。水电厂在监控方面的工作包含的第二个部分是设备检测, 就是意味着设备在运作过程中出现了问题, 但是问题并没有被及时地发现并解决, 从而导致水电厂的设备是不正常运行, 问题加剧时事态会变得更加恶化。造成这种状况的原因有两部分。第一个部分是值班人员并没有尽心尽力的检测设备的运行情况, 没有按时的检查或是没有责任心, 并没有细心的去检查设备可能存在的相关问题;另一个部分是, 水电厂的相关值班人员并没有具备应有的经验和技能, 对设备的检查任务不够了解, 从而并没有及时的发现设备存在的相关问题, 进而会引起安全事故的发生。
1.2 水电厂运行操作风险
水电厂的运行操作风险在检修设备启动检验过程中主要包括值班人员并没有足够的机器操作技能, 对设备应该如何正确启动缺乏了解和水电厂的值班人员对操作的实验过程中所需要的规程和试验参数不够清楚, 例如水电厂实验过程中所需要的电压、规格和要求等等, 再就是水电厂值班人员对于实验的正确步骤和操作程序了解得不够, 从而在设备操作过程中忽略掉了正确应该有的步骤, 例如工作人员是否要撤掉相关的工作面以及相关的关联部分是否应该断开。在机器设备的定期工作中会出现三方面的安全问题:一方面是在规定时间内并没有完成, 另一方面是在机器才做完后并没有将机器调试为正常的状态, 再一方面是错误的执行造成安全事故的产生, 例如没有规范的操作造成设备损坏、造成保护误动等等。
1.3 突发事件处置引起的风险
在水电厂的运作过程中很有可能发生突发性的应急事件, 这就要求水电站的值班人员能够及时准确的做出评估与决断, 将可能产生的不好影响最小化, 及时有效的处理事件。因此在突发事件引起的安全风险包括由于应急事件的突发性, 值班人员并没有相关的准备, 从而心里慌乱茫然, 不能正确的进行对机器的操作, 从而不能将有问题的设备跟正常运行的设备区分开, 从而造成事故进一步的恶化;突发事件引起的安全风险还包括水电站的值班人员不了解设备情况, 不能准确做出决断;在一方面就是值班人员思考时间过长, 错过了处理的最佳时机, 从而造成了机器的损坏。
2 水电厂运行值班风险预防对策
2.1 对于水电厂运行监控风险的预防对策分析
为了预防水电厂运行监控风险, 在监控系统的维护中应该改变机器的参数、设值还有就是在设备的操作过程中设置确定的步骤, 从而防止水电站的值班人员因为失误碰到引起安全事故, 值班人员必须严格的按照水电厂的规章和监督机制工作。另一方面监控风险的防范措施更需要对值班人员进行指导与说明, 值班人员要每隔规定的时间就要检查相应的设备, 报告相关报警系统是否在正常的运作;要求值班人员利用好监控系统对于机器进行巡检, 对与相关的信息进行检查, 以上所述应该落实为相关监督机制来保证值班人员的严格执行。不容忽视的是, 要求相关的维修人员要及时处理有问题的设备, 来保证水电厂设备的正常工作。
2.2 水电厂运行操作风险的预防对策分析
为了防止值班人员在设备操作过程中出错, 需要安排协助人员进行设备的调试, 并且要及时做好原始数据的备份以及控制工作。在现场设备操作过程中为了防范操作风险需要按照机器设备的相关正确操作指导手册进行设备的各种运行与处理, 指导书中包含了正确的运作流程、操作顺序和相关重要的注意事项, 进而加强设备操作的安全性。在日常设备操作中, 可以安排两位工作人员确认工作的执行, 急需对台账进行相应的完善, 从而方便日后对相关台账的查询。
2.3 突发事件处置风险的预防对策分析
面对水电厂运行中可能会产生的突发事件, 要利用好监控系统, 把可能出现的不正常情况和机器的故障结合起来编制与设备故障处理手册, 从而使报警信息能够包含设备处理故障手册的相应内容, 进而为了今后的值班人员突发事件处理提供了很好的参考。另一方面就是水电厂需要每个一定时间就对值班人员进行演习训练, 让值班人员熟悉突发事件的及时有效处理能力, 还有很重要的一方面是, 水电厂需要根据设备的缺陷情况进行登记、管理和消除制度, 从而能保证设备的正常运行与工作。
3 结论
水电厂在运行过程中面临着不同的安全风险, 但是总结来说就是三个方面:水电厂运行监控风险、水电厂运行操作风险、水电厂突发事件处置引起的风险, 所以安全工作是不容忽视的重要组成部分, 同时对水电厂值班人员也有了更严格的要求, 所以需要在平时的工作中做好风险防范工作, 在不利情况发生时才能最大限度的减少伤害。
参考文献
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[4]毛定川.浅谈计算机监控系统在水电厂的应用[J].科技与企业, 2014 (15) :143-144.
水电厂调速系统运行分析及重要性 篇10
1 调速系统在自动化控制中的重要性
水电厂调速系统是自动化发电机组的重要辅助设备, 其功能是保证发电机组自动化系统中的频率稳定, 使电机的负荷保持平衡, 通过微机控制指令完成各种操作任务。调速器运行状态的好坏决定着水电厂的供电质量, 促进电力企业生产的安全稳定和经济运行, 是水电站自动化控制系统中的重要基础设施。调速器是水电厂自动化控制中的专用设备, 用于控制发电机组的开机、空载、并网、停机和调整负荷等各项工作环节, 其应用性质决定着自动化控制系统及电力系统的正常运行。通过使用微机技术提高了调速器的各项监控功能, 使水电厂的工作质量和效率得到显著提高, 省去了值班运行人员的频繁检测巡视、调整了油箱电压装置的正常运行, 节省了工作人员的精力。同时, 采用数字化调速器进行自动化控制, 技术含量高, 运行稳定可靠, 设备维护量小, 故障发生率大大降低;同时, 调速器的漏油量进一步减少, 油泵的启停频率随之降低, 发电机组的能耗得到有效控制, 可以为水电厂带来明显的经济效益。
2 水电厂调速系统的运行特点
数字调速器在保留原有的油压装置和主接力器设置的基础上, 通过数字阀、计算机控制系统对系统内的电液转换器、缓冲器、主配压阀等机械液压控制系统进行了替换, 实现了数字智能型的电液随动系统。采用新模式的调速系统实现了可编程计算机控制程序, 应用高级语言, 其分析运算能力进一步增强, 可以同时进行进行不同程序工作, 运行效率极高, 从信息的输入到输出, 从测频到脉冲控制各个环节都实现了数据化、网络化, 并有极强的自我诊断、防错、纠错和容错功能。调速系统中数字阀的使用解决了电液转换器里油污发卡的现象, 流通能力进一步增加, 阀芯操作更灵敏、且密闭性好、无泄漏, 具有结构简单、抗污染力强的优势, 不仅能够快速开启和关闭, 还实现了灵活对开、对关等工作特性, 当系统在空载运行时, 调速器能自动跟随系统的运行频率, 实现快速并网, 同时依据负荷曲线对系统负荷进行自动调整;孤网运行状态时, 针对大电网列解为小电网的运行突变, 负荷发生变化等特殊现象, 都可以通过调整适应, 保持机组的稳定状态。采用数字式智能调速器极大地改变了调速系统的动态和静态品质, 增添了设备的可靠性, 减少了检修和维护的工作量和工作成本, 使水电厂实现安全可靠的运行。
3 水电厂调速系统的日常维护
电气设备在长期运行中由于各种客观原因难免会产生各种异常现象和不正常事故, 给电力系统和工农业生产带来巨大的影响和经济损失。因此, 电力工作者应对电气设备的使用情况进行预处理, 提前做好设备的故障分析和防范措施, 对电气设备事故进行合理分析和科学处理是电气工作者的基本责任。由于电气系统的复杂性和多样性, 其故障产生的原因和位置也是变化的, 及时排除故障、查找隐患、迅速解决技术问题是电力技术人员工作中的艰巨考验, 技术人员不仅应具有扎实的专业技术还应对工作现场熟悉, 了解调速器的各项运行环节, 熟知设备的综合性能, 才能对工作中出现的任何问题了然于胸。
使用仿真机可以对调速器进行模拟控制实验, 电力技术人员应尽可能保证模拟现场符合实际的运行工况状态, 如变动负荷等情况, 使实验现场的实际情况满足实践中的相符结果, 尽量减少实验现场的调试时间。随着调速器相关控制设备功能增加, 微机网络监控系统也应该增添相应的功能, 使之使用起来更加融合, 部分调速器的控制方式由远距离的控制接口管理, 没有采用计算机监控系统, 这样, 它的许多功能就无法实现现地使用, 必须改变这种状态, 使水电厂实现“无人值班、少人值守”的发展方向。当计算机的监控系统和调速器的控制指令出现冲突时, 会引起导叶开到最大, 控制机组失去平衡, 这是由于开限发生的作用, 没有导致更危险的事故出现, 因此, 在新机组的调速阶段应注意这个问题, 防止此类事故的发生, 将开限打到适当的开度。还要注意工作时机组额定出力下导叶开度难以达到100%, 甚至相差很大, 应根据实际情况裁定, 不能片面地以最大行程转差率作为最终调差率。
调速器日常维护中应注意:需要按时检查调速器机柜中滤油器滤网的工作状态, 进行清洗和更换, 使调速器机柜中的工作油保持洁净状态。进一步检查调速器中电磁阀的状况, 防止出现堵塞, 影响正常工作。必要时可将电磁阀解体仔细进行清理, 更换已经磨损的阀芯, 清除里面的积垢和油污, 保证电磁阀反应灵敏, 动作可靠。水电厂的机组运行环境相对比较恶劣, 因此, 工作人员应定期检查设备的使用情况, 针对潮湿、冰冻天气对机电设备采取有效的保护措施, 保证电气元件的正常功能。电力企业应加强对技术人员、工作人员的技术培训, 使工作人员掌握熟练的应用本领, 可以应对突发的各类事故, 处理棘手的工作问题, 同时应做好日常工作的操作记录, 使发现问题有迹可循, 也利于工作技能的提高。
4 结语
水电厂调速系统的正常状态决定着电厂生产的正常运行, 在日常工作中应细心观察, 勤于检查, 及时发现机组的过速问题。随着科技的发展, 调速器已发挥出其更大的优势, 采用先进的微机操作和技术应用, 控制理论更趋成熟、保障功能更加齐全, 能够轻松满足企业生产所需要的各项功能, 促进水电厂的自动化系统良性长远的发展。
参考文献
[1]魏名盛.水电厂调速系统的运行特性、存在缺陷及改进建议[J].中外企业家, 2012, 18:71+75.
[2]黄继兵, 柳俊, 陈晓彬.彭水电厂调速系统技术改造[J].水电与新能源, 2013, S1:53-56.
水电厂运行 篇11
关键词:主变;色谱分析;高压出线套管;冷却器;主变保护
中图分类号:TM406 文献标识码:A文章编号:1006-8937(2009)20-0114-02
安康水电厂是目前陕西省已经建成的最大水电站,电站共有四台20万kW机组和一台5.25万kW的机组,总装机容量82.25万kW,在西北电网中担任调频、调峰合事故备用任务。发变组采用单元接线方式,出口电压13.8 kV,1#发变组联结至110 kV母线;2#、3#、4#发变组联结至330 kV母线;330 kV与110 kV系统通过5#联络变压器联络运行。三回330 kV线路通过安-金-柞Ⅰ、Ⅱ线和安-喜-汉-马线与陕西关中主电网联络,5回110 kV出线向安康地区电网供电。全部机组已于1992年末全部投入运行。
主变压器是水电厂中重要设备之一,其可靠稳定运行对电力生产有着重要意义,安康水电厂1号主变为240MVA,110/13.8 kV、双卷三相升压变压器,2-4号主变为240MVA、330/13.8 kV、双卷三相升压变压器,5号主变为180MVA、330/110/10.5 kV、三相有载调压变压器。变压器中性点采用常规敞开式设备。我厂的四台主变及5B联络变的安全运行在系统中是非常重要的,关系到电力生产的顺利进行。所以在日常运行中,都应该重点巡回,根据安康水电厂近几年的事故统计,我们发现其中变压器事故占到很大的比重,所以我们必须详细分析其事故原因才能够找出事故多发点的内在规律和缺陷。这有助于我们平时的运行和对事故的控制预防。
1色谱分析异常与处理
2002年2月我厂在进行4号主变定期色谱分析中发现CH4、C2H4、C1+C2增长很快,且C1+C2超过规程要求的注意值。通过对4号主变进行试验发现铁心绝缘为零,变压器空载时测得铁心的接地电流为25A,进一步确定4号主变存在铁心多点接地故障。将变压器油全部排完在现地进人对变压器内部进行了检查。由于条件所限未找到故障点,吊罩后经仔细检查发现A相铁芯柱上端靠近旁轭侧第一硅钢片松动后滑出,并搭接在铁心夹紧件上,构成铁芯多点接地。
这次事故的发生,一方面说明检修水平有待提高;另一方面暴露我厂气体检测分析系统存在缺陷,变压器运行中绝缘油的多起缺陷,因该装置由于安装位置不太合适,处于变压器取油口油管死角,未能可靠报警,存在误报警现象。所以建议改进气体检测分析系统的安装位置。
变压器在运行中,绝缘油和固体绝缘材料在电热的作用下分解产生的各种气体中,对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、氢、一氧化碳、二氧化碳。正常的老化过程产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳,而原有的微量氢气含量基本不变或变化很小,故障情况发生的气体含量与正常的情况不同,油中溶解的气体能有效地发现判断过热或放电型的故障,充油设备不同故障类型产生的气体组合如表1所示。
从上表中可见,各种不同类型的故障产生的气体组分中都有氢气,并且根据不同类型故障和故障发展情况,油中含氢气不同程度地不断积累上升,H2和CO产生是变压器绝缘系统开始裂解的标志。通过检测油中氢气含量,可以预防和发现变压器早期故障。
我厂有三台SSP-240000/330/一台SSP-240000/110型升压变压器和一台OSSPSZ-180000/330联络变压器安装一套加拿大SYROTEC Inc.制造的HYDRAN 20li检测系统,5台主变现地各安装一台201Ti传感器,组成RS-485网络。因该系统装设位置不当,不能正确反应设备障碍,为确保变压器的安全稳定运行,在变压器出现隐患时及时找到故障部位,我认为应该加强我厂变压器在线检测系统,这样可以早期发现变压器故障及其原因,并能预报故障发展趋势,可以减少变压器不必要停运,降低运行维护成本,增加设备可调小时数,从而提高变压器的运行维护效益。统计表明,大多数变压器故障有一个渐变的过程,实现变压器在线检测可以及时发现早期故障隐患,避免灾难性事故发生。这对于降低运行成本是大有益处的,在改进我厂原有的HYDRAN 20li检测系统的情况下,根据当前比较成熟的技术,我们可以考虑采取一下技术改造进行主变的在线检测:①红外成像技术。运行中检测带电设备内外部故障,主要发现和诊断主变压器的热故障,发现套管引线头等接触不良过热十分有效。红外成像技术还可以判断油枕缺油、冷却器油泵承磨损、套管介损高、变压器内部局部过热等。②绝缘老化分析。采用绝缘油对介损试验、酸值和PH值是试验等监督变压器。通过侧变压器绝缘油中糠醛含量、分析绝缘老化情况。③局部放电分析。局部放电监测对发现潜伏缺陷十分灵敏有效。但传感器成本较高,测试系统复杂,检测系统效果和抗干扰情况需做进一步完善研究。
2变压器保护故障与处理
2000年10月17日 4B冷却器巡回发现油压只有0.08～0.09 MPa,4B油枕位已看不见,瓦斯继电器内已有气体,但轻瓦斯未动作。主变大量漏油,若非发现及时,将酿成重大事故,甚至发生变压器爆炸的危险。
2003年7月17日,1B主变释压保护动作,1FB事故跳闸,对系统造成很大冲击,后经检查系主变释压保护误动作,原因不明,最后为安全起见,将变压器释压保护改投信号,并将变压器释压保护动作接点由并联改为串联。2009年3月5B主变过激磁不明原因动作,我厂重新调整5B过激磁保护运行方式并安排检查全厂二次回路存在的隐患,过激磁保护由跳闸改投信号,根据主变保护连续出现的运行状况结合陕西省电力公司要求对0-5号主变的非电气量保护也做了相应的修改:①正常运行方式下,0-5号主变压力释放保护投信号;②0-5号主变、330 kV电抗器冲击合闸时,压力释放保护投跳闸,充电正常后改投信号;③0-5号主变两台释压器动作接点由串联方式改为并联方式;④0-5号主变、330 kV电抗器充电及正常运行时,气体保护重瓦斯投跳闸,轻瓦斯投信号。当进行下列工作时,运行中的重瓦斯保护应由跳闸改投信号;⑤0-5号主变冷却器温度及全停保护投信号。这些措施的实施极大的改善了变压器保护运行的安全性与可靠性,给生产带来明显的经济与安全效益。
3变压器冷却器故障与处理
2001年9月29日,5B取水样不合格。油化验结果微水24 PPM(应不大于15 PPM)耐压试验46 kV(合格标准大于45 kV),可以判断5B内绝缘油已进水,而5B在系统中有非常重要的地位,而此时正处于汛期,机组大发,因5B检修而致使1F停机备用这给系统带来重大损失,此次故障的发生给全厂的安全生产带来负面影响。
2002年4月,在进行3B预防性试验时,发现3B低压侧介损超标(数值为0.9%),铁心绝缘电阻很低(数值为80兆欧)。随后对3B冷却器逐台打开水室进行泄漏检查。检查结果发现3B五台冷却器中1、2、3、4号冷却器均有内漏情况。进一步对变压器油进行耐压试验和微水测量,测量结果微水值为18.4ppm,超过了标准要求。通过试验和检查表明3B绝缘由于冷却器的内漏而受潮,须进行干躁处理。3B受潮处理工作历时9天。期间完成的主要工作有三项:主要冷却器的更换工作;主变绝缘的干燥处理工作;变压器油的处理工作。
这些事故的发生,是因为我们的主变冷却器存在着设计陈旧和设备老化的缺陷,造成主变冷却器系统成为事故多发点。我厂2-5号主变冷却器原采用辽宁鞍山冷却器厂生产的YSS-300型强油水冷却器。自4FB1990年投产以来相继投入运行,在冷却器上下涨口,各水阀、油阀盘根、法兰、放气塞等部位均有不同程度地渗漏,尤其是冷却器山下涨口油渍最为麻烦,其检修措施较为复杂,形成平时无力检修或小修都无法处理此缺陷。如果冷却器内部冷却铜管的涨口密封损坏,假如此时冷却水压在运行中突然高于油压,水将进入变压器油中,则瓦斯保护动作事故停机或其他更严重的事故。针对此状况,我厂2002年以后陆续对主变冷却器系统进行了改造,收到了良好的经济和安全效益。
通过以上分析,我们平时在运行中应该注意冷却器的油水压差问题,注意根据水头高低要求冷却水压勤调节,在投运和试验时要主要其投泵顺序,做正反冲时,也应禁止产生水锤,进行每一周的水样检查时一定要认真细心,每台泵每台变压器都不能遗漏,一旦发现水样异常,就有关立即汇报。对照色谱认真分析。针对这些情况,我厂也对冷却器进行了更新改造,彻底解决了冷却器的泄漏问题,冷却器采取了板式结构,提高了对油水压差的要求,可以抵抗较大的压力冲击,针对冷却器阀门易泄漏的特点,将所有进出口阀都改成碟阀,对油水压的检测采用现地LCU的实时检测,可以可靠及时的监控冷却器的运行状态。这些措施大大提高了变压器运行的安全运行。
4变压器高压套管事故与处理
1999年9月5日,5B因B相套管不合格而发生爆炸,而导致330 kV和110 kV系统解列,安康地区大面积停电,全厂停电的事故。
此次事故的发生之前,类似事故也发生多起,同是由我厂变压器一个老问题引起的,即我厂的5台主变压器套管原采用的西安高压开关厂的SF6油气套管,因质量问题几台变压器均发生过套管爆裂或短路接地,造成机组事故,给全厂带来很大的损失,高压套管结构复杂,工况特殊,连续几起事故为我厂设备中急需认真对待的设备薄弱点。在运行当中,要多观察高压套管的运行工况,专门配置了红外测温仪,主要发现和诊断主变压器的热故障,发现套管引线头等接触不良过热十分有效,另外还要注意事故后故障间隔G3气室的气压,若故障间隔G3气室压异常降低应详细检查高压套管的运行状况,预防事故进一步扩大。厂里根据高压套管普遍存在的制造缺陷积极采取措施将原SF6油气套管更换为ABB的干式套管,收到了良好的效果,极大保障了主变稳定的运行。
综上所述,安康水电厂主变运行中色谱分析异常,高压套管,主冷却器及继电保护是其事故多发点,在日常主变的运行维护当中应该加强巡视,多做检查。而完善主变在线检测系统对变压其安全稳定运行有着重大意义,在对曾经发生过的事故只有做到“三不放过”的原则,才能吸取教训,有针对性的检查维护,更好的为以后的运行工作服务。随着对设备的不断更新改造,相信主变的安全运行水平会得到更大的提高。为我厂及陕西电力系统的电力生产做出更大的贡献。
参考文献:
水电厂厂内经济运行方案的分析 篇12
我国大型水电厂运行已步入智能化时代, 电力系统的安全稳定、高效运行逐渐成为国民经济主要支撑。智能信息化电厂, 以电站设备可靠性和电网的安全运行为中心, 准确进行电网负荷分配, 实现电厂经济效益的最优化[1,2]。
2 最优经济运行方式定义
在电力系统安全可靠供电的前提条件下, 水电站运行使整个系统获得最大经济效果的运行方式及其控制策略, 称为水电站经济运行。这种水电站的运行方式, 称为水电站经济运行方式[3]。
水电厂经济运行的任务通常为, 在水电站负荷一定的条件下以水流耗量最小为优化准则, 或在引用水量一定的条件下发电量最大化为优化准则, 使工作机组台数、组合和机组间负荷达到最优分配, 即研究厂内最优运行方式。
3 水电厂厂内最优负荷分配方案分析
水电厂厂内经济运行的主要方法有:优先顺序法、拉格朗日松弛法、遗传算法、动态规划法、等耗量微增率算法、蚁群算法等。本文分析的方法有:等耗量微增率算法和蚁群算法[4,5]。
3.1 等耗量微增率算法
等耗量微增率算法原理是机组的等耗微增率随负荷的改变而变化的时候, 其负荷需要按照耗量微增率相同的原则实现最优分配。其本质, 使用了拉格朗日法来解决带有约束性质的非线性优化问题。水电站机组负荷的最优分配需要满足的条件是:各机组流量总耗量最小。
其数学表达式如下:
其中, P为水电站总负荷功率, L为水电站机组消耗总流量, Pi为各个机组分担的负荷功率, Li为各个机组消耗的流量。且各机组消耗的流量均是其负荷的函数, 因此:Li () =Li (Pi)
根据拉格朗日法解该问题, 建立目标函数:
达到条件极值的条件为:
由于机组流量微增率的值随着机组出力的增加而增加, 因此。所以, 按等耗量微增率算法进行负荷分配的方案可以让水电厂机组总流量为最小。
3.2 蚁群算法
蚁群算法是一种源于自然现象的算法, 是一种和具体问题关系不大的优化算法。主要原理是:通过正反馈、分布式协作找寻最优路径。是一种基于种群寻优的启发式搜索算法。
蚁群算法的特点有: (1) 蚁群算法是一种自组织的算法; (2) 蚁群算法是一种本质上并行的算法; (3) 蚁群算法是一种正反馈的算法; (4) 蚁群算法具有较强的鲁棒性; (5) 蚁群算法可以分布式计算。
计算原理及方法如下:
在算法的初始时刻, 将m只蚂蚁随机放到n座城市, 然后蚂蚁同时从一个城市到另一个诚市, 逐步完成搜索过程。设迭代次数为N, 则1 ≤ N ≤ Nmax。每次迭代时, 以t为时间, 0 ≤ t ≤ n, 根据概率转换原则选择下一城市, 从而生成一个有着n个城市组成的行动路线, 并伴有信息素的更新。
设共有m只蚂蚁, 第k只蚂蚁从城市i转移到j的概率为:
当j∈Jk (i) 时, 为, 否则为0。其中, 。
式中tabuk称为禁忌表, τij为城市i和j之间的连接上的信息素浓度, 其初始值为正常数c。α, β 分别为信息素浓度比重和期望因子比重。蚂蚁每移动到一个城市, 时间则增加一个单位。
信息素有增加和减少两方面, 挥发机制是为了避免残留信息素过多导致残留信息淹没启发信息。信息素更新为:
其中, 1-ρ 为信息的消逝程度。为时间t到t+n时第k只蚂蚁在路ij上的单位长度信息素。
若蚂蚁k在周游时经过边ij则, 否则为0。
其中, Q为常数, Lk为第k只蚂蚁走过的总距离。
(1) 对负荷排序, 选出最大和最小负荷, 对于N台机组, 将其组合成各种状态, 计算每个状态下机组最大和最小出力之和, 即有功上下限值。
(2) 设定初值x0
(3) 初始化蚁群算法
(4) 循环判断
(5) 形成tabu (k) 表, 将开停机水耗量作为路径长度, 计算各状态下各机组出力及耗水量。
(6) 记录本次循环最短路径。更新路径信息。
3.3 等耗量微增率算法和蚁群算法的比较
等耗量微增率算法原则应用于已确定的并联运行机组的机组间负荷的分配问题, 同时要求机组流量耗量特性成增加趋势, 但不能明确表明具体各个机组的承担负荷情况。蚁群算法的求解模式能将问题求解的快速性、全局优化特征以及有限时间内答案的合理性结合起来。其中, 寻优的快速性是通过正反馈式的信息传递来保证的。
4 结束语