GBT50964-2014 小型水电站运行维护技术规范.pdf

2.2.7电站应将安全培训列入年度教育培训计划，并按计划实 施。

线（接地力）合闸、防止带电挂接地线（合接地刀）、防止误拉合断路 器、防止误入带电间隔。电气设备发生跳闻时，在未查明原因前不 得重新合闻运行

2.2.11电站应做好防火、防爆工作，应按有关规定配置消防器材

个人劳动防护用品应按国家有关规定配备，并督促检查 用。

2.2.13电站发包工程时设备安装技术、工艺，双方应签订安全协议。承包

场前应审查其编制的检修管理文件，进行安全教育，承包方作业人 员经考试合格后方可进入检修现场。承包方现场特种作业人员应 持有效的执业资格证书，使用的机具、仪表应符合有关安全和技术 规定。

承受的活荷载应符合设计要求，并应按水库运行调度制度进行运 行管理。

管理导则》DL/T1006的有关规定。 2.3.2电站设备应按现行行业标准《水电站设备检修管理导则） DL/T1006规定的检修周期定期检修。设备检修期应根据河流 来水特点等因素合理安排，宜安排在枯水季节。

2.3.2电站设备应按现行行业标准《水电站设备检修管理导则》

.3.3电站应编制设备检修维护规程或检修作业指导书。

2.3.+发包检修的企业应与检修承包方签订检修合同。

2.3.6电站设备检修应采用先进的工艺和检修工器具，缩短检修

2.3.7用于发电设备及突发事件抢修的工.器具、照明设

2.3.8检修完成后应进行验收和试运行，并提交检修报告。

3.1.1E 电站应定期进行建筑物的安全鉴定或安全技术认定。 3.1.2 监测项目、测次应符合设计要求。对监测成果应及时整理 分析并存档。

：1：3应经吊蚁定刘 查巡查制度，确保及时发现缺陷和隐患。检查应包括下列内容： 1坝体是否出现裂缝和坝坡渗漏、绕坝渗流以及透水坝基的 不正常渗漏或异常位移。 2土坝坝坡稳定，坝项及坝坡坡面平整，无影响结构稳定或 渗流安全的裂缝、沉陷、隆起、蚁穴或动物洞穴；坝面护坡完整，无 松动、下陷塌滑、垫层流失、护坡架空等局部缺陷；下游面及坝趾区 无渗漏水坑、下陷区、管涌、植物异常生长、回流淘刷等，渗水无浑 浊。 3混凝土坝体是否存在剥蚀、磨损、渗水等现象。相邻坝段 无错动，伸缩缝和止水工作正常，无影响结构或渗流安全的裂缝： 扬压力变化正常。 4泄洪建筑物结构完整，泄洪流道无破坏，泄洪道、泄洪洞的 陡坡、侧墙及边壁无异常的裂缝、沉降和渗水，消能设施无损坏。 5挡水建筑物及泄水建筑物的附属设施完好，运行正常。 3.1.4挡水及泄水建筑物的养护与维修应按相关规定执行，符合 下列要求： 1坝顶、坝坡、防浪墙、观测设施应完好；排水沟应清淤，保持 畅通。

转运码头，不得利用坝顶、坝坡、坝脚作输水渠道。 3在坝上、坝的上下游影响工程安全的范围内，不应挖坑、建 鱼池、打井或进行其他对工程有害的活动。 4应防止雨水对坝面的侵蚀和冲刷，维护坝体滤水设施及坝 后减压设施的正常运用。 5多沙地区应定期开启水库冲沙设施，寒冷地区建筑物应采 取防冰冻措施。 6坝面上不得种植树木、农作物，不得放牧、铲草皮以及搬动 护坡和导渗设施的砂石材料。 7水力自控翻板门的混凝土堰坝除应满足混凝土坝的相关 要求外，还应保证翻板门后闭灵活。 8橡胶坝塌坝装置应安全可靠，坝袋无损伤，并应满足泄洪 要求；机电设备及充水（气）管道应运行正常。 9泄水建筑物结构应完整。陡坡、侧墙及边壁有异常的裂 缝、沉降和渗水，消能设施损坏时，应停止过水进行抢修。暂不具 备条件的，应启动过水替代方案，防止事故扩大并创造抢修条件。 10泄水建筑物应保持泄水道通畅。泄水期间应及时打捞上 游的漂浮物，木排及船只等不得靠近泄水建筑物进口。 11挡水及泄水建筑物附属设施应运行正常。泄洪闸、阀应 保持完好，启闭正常，并应有可靠的操作电源。 12挡水建筑物出现异常裂缝、变形或渗水等险情或险情征 兆时应及时处理。

3.2.1 有压进水口最低运行水位应满足进水口没深度要求。 3.2.2 取水建筑物的养护与维修应符合下列要求： 1 进（出）水口的边坡稳定。 2 保持进水口通气孔畅通。 3 启闭机室内无杂物，门窗完好，

3.3.1输水建筑物应定期进行检查逊视，雨李应加强巡视，特别 是对易产生地质灾害的高边坡的巡视。检查、巡视应包括下列要 求： 1隧洞应无裂缝、变形、渗漏、剥蚀、磨损、空蚀、碳化、止水填 充物流失等迹象，主体结构应稳定，无衬砌隧洞不应有严重的岩石 掉落和渗漏现象；衬砌隧洞不应有严重的混凝土剥落及渗漏现象。 2隧洞进（出）口山坡出现失稳或渗漏水现象应及时处理。 3隧洞或压力管道充、排水时，应按照操作规程进行；无压涵 管顶部或上覆岩层厚度小于三倍内经的无压洞顶部不能堆放重 物，不能有建筑物。 4渠道主体和边坡应稳定，无岩土珊塌或岸崩等现象。 5渠道内不应有泥沙淤积，渠道表面无冲蚀、衬砌损坏，不得 出现严重渗水等现象。 6有压进水口后接明渠的渠道，应控制进水口闸门启闭开 度。当超过设计引用流量时，应通过侧堰泄流。 7渡槽槽身、槽墩应稳定，不应有倾斜、开裂、破损和严重渗 水等现象。 8调压室整体应稳定，无不均匀沉陷、渗漏、裂缝、严重风化 剥蚀、衬砌损坏等现象，结构安全可靠，能满足负荷突变时水流稳 定和浪的要求；有顶盖的调压井（塔）通气顺畅。 9压力前池底板、溢流堰、挡墙应无变形、衬砌破损、渗漏水 及边坡滑等现象；应保证溢流及排水设施和冲沙孔等完好。 3.3.2输水建筑物的养护与维修应按相关规定执行，符合下列要

3.3.2输水建筑物的养护与维修应按相关规定执行，符

1 调压室附属设施应完整无松动，水位观测设施应正常可 靠。 2隧洞应定期放空检查及检修,并应定期清理隧洞中杂物

3渠道在设计流量下的平均流速应小于护面材料的允许流 速；在多泥沙条件下应满足不冲、不的要求。 4渡槽出现损坏、开裂、冲蚀、止水老化的，应予修复或改造。 管槽基础开裂、变形的，应予修复或加固。 5输水建筑物出现破裂、漏水，影响山体稳定的应及时处理。

3.4.1 应定期对发电厂房及升压站进行检查巡视，检查应符合下 列要求： 1厂房整体及附属设施应完好。 2定期检查厂房混凝土梁、板、柱等是否出现裂缝及发展情 况；混凝土机墩应无开裂、破损等现象。 3后边坡应稳定，无塌。 4升压站基础、构架应稳固。 3.4.2发电厂房及升压站的养护与维修应按规定执行，符合下列 要求： 1厂房、升压站、工作桥及启闭机主梁等混凝土结构强度及 耐久性应满足有关要求。厂房构件出现产严重的变形及破损、开裂、 渗漏水，影响到人员设备安全的，厂区山体有滑坡危险的，应及时 处理。 2电站防洪标准不满足要求的,应采取工程措施处理

4.1.1 压力钢管应符合下列要求： 1 防腐涂层应均匀、无脱离。 2 压力钢管应无明显变形，无裂纹和渗水。 3 应保证压力钢管在支墩滑道轴线上自由滑动。 4 进人孔和钢管伸缩节正漏盘根压缩应均匀，无漏水。 5 使用年限达到40年的压力钢管，应进行折旧期满安全检 测。 6压力钢管镇墩、支墩的基础及结构应完整稳固，无开裂、破 损、明显位移和沉降等现象。 4.1.2 压力钢管的维护应符合下列要求： 压力钢管表面应定期进行防腐处理。 2 出现锈蚀、裂缝或失稳等病害应修复或更换。 3联合承载的埋管与混凝土及岩石之间缝隙增大时，可采取 接缝灌浆等措施处理。 4明管振动时应采取减振措施。 4.2闸门及闸门后闭机 4. 2. 11 闸门正常使用应符合下列要求： 1 闸门应无变形、锈蚀，止水完好，滑轮滚动灵活。 2闸门的面板、主梁及边梁、弧形闸门支臂等主要构件发生 锈蚀的，应及时进行结构检测，并应复核强度、刚度。 3闸门应整体坚固可靠，整扇闸门需要更换的构件达到 30%及以上的应予以报废更换。

4.1.1 压力钢管应符合下列要求： 1 防腐涂层应均匀、无脱离。 2 压力钢管应无明显变形，无裂纹和渗水。 3 应保证压力钢管在支墩滑道轴线上自由滑动。 4 进人孔和钢管伸缩节止漏盘根压缩应均匀，无漏水。 5 使用年限达到40年的压力钢管，应进行折旧期满安全检 测。 6压力钢管镇墩、支墩的基础及结构应完整稳固，无开裂、破 损、明显位移和沉隆等现象

4应定期对闸门埋件进行检查维护，闸门轨道严重磨损或接 头错位超过2mm不能修复的，或闸门埋件严重腐蚀、锈损或空蚀 的，应予以更换。 4.2.2 闸门启闭机正常使用应符合下列要求： 启闭机应有可靠的备用电源。 启闭机的操作电气装置及附属设施应安全可靠。 3 露天启闭机应安装罩壳等保护措施，操作电气装置应上 锁。 4卷扬式启闭机钢丝绳不应有扭结、压扁、弯折、笼状畸变、 断股、波浪形，钢丝、绳股、绳芯不应有挤、损坏，并保持钢丝绳润 滑。 5卷扬机运行应安全可靠。 6 液压式启闭机运行噪声不应超过85dB（A）。 7电动螺杆式启闭机应有可靠的电气和机械过载安全保护 装置。 8手动/电动两用或手动螺杆启闭机应装设安全把手；手动 电动两用的启闭机在手动机构与机器联通时，应有断开全部电路 的安全措施。 4.2.31 闸门维护应符合下列要求： 1 及时清理闸门和门槽上的水生物、杂草、污物等附着物。 保持闸门转动部件润滑良好。 3 紧固件连接应可靠、无脱落。 4 寒冷地区冬季结冰时，应采取措施避免或减少闸门承受冰 冻压力。 5及时更换老化、磨损、撕裂的止水。 4.2.4 启闭机维护应符合下列要求： 1 启闭机电气设备应完好。 2定期清洁减速器和齿轮，定期过滤、更换液压油。

磨损严重的应及时更换。 + 变量泵、溢流阀、压力表等的整定值异常时应重新整定。 5 钢丝绳和滑轮组应经常涂油防锈。 6 高度指示器和负荷限制器等应定期校验、整定。

进水口拦污设施应安全可靠。 拦污设施应及时除锈，无破损、变形，应保证有足够的过水 有淤沙、污物堵塞应及时清除。

5.1.1水轮机正常运行应符合下列要求： 1水轮机应按设计的相关参数长期连续运行。 2水轮机轴承的油温低于5℃时不得启动，油温低于10℃时 应停止供给冷却水。 3水轮机轴承的瓦温不宜超过60℃，最高不得超过70℃。 当轴承瓦温达到65℃时，应发出故障信号；当瓦温超过70℃时，应 发出机组事故跳闸信号，并跳闸。弹性金属塑料推力轴瓦瓦温不 宜超过55℃。 4轴承冷却水应工作正常，无漏水，无异常响声；冷却水温度 应在5℃～30℃，冷却水压力宜为0.15MPa～0.3MPa。 5停机时各轴承油面高度应在油位标准线附近，油质应符合 标准。 6 导叶、导叶拐臂、剪断销工作应正常。 7 主轴密封及导叶轴套应无严重漏水。 8 油、气、水管路应无渗漏及阻塞情况。 9 真空补气阀运行应正常。 10 机组各部件摆度及振动值应在充许范围内。 调速器宜在自动控制状态下运行，遇调速系统工作不稳 定、失灵等特殊情况时，可采用手动控制。 12下列情况时应禁止运行： 1）上下游水位不能保证机组正常运转或尾水管压力脉动 过大； 2）机组部件振动、摆度过大；剪断销剪断：

3油压装置的油压降至事故低油压规定值。 13 检修后或停机时间较长的机组，应按实际情况投入试运 行。 14大修后的机组投人运行，宜进行甩负荷试验。 15 采用调压阀的机组，调压阀与调速器联动应工作正常。 16 各表计指示应正确。 17 每隔1h应对机组运行工况做一次检查和记录

13检修后或停机时间较长的机组，应按实际情况投入试运 厅。 14大修后的机组投人运行，宜进行甩负荷试验。 采用调压阀的机组，调压阀与调速器联动应工作正常。 16 各表计指示应正确。 每隔1h应对机组运行工况做一次检查和记录。 .1.2 水轮机正常升机应满足下列条件： 1 反击式水轮机应符合下列要求： 1）导叶应能开关正常，蜗壳排气阀应能正常工作； 2）导叶漏水应不妨碍机组正常停机； 3）转浆式水轮机的桨叶应能正常调节。 2冲击式水轮机应符合下列要求： 1）在全关位置时，喷针不漏水，有喷管排气阀的水轮机，开 机时喷管排气阀工作应正常： 2）折向器工作应正常，位置准确； 3）制动副喷嘴工作应正常。 .1.3机组启动应具备下列条件： 进水主阀在全开位置，调压阀在全关位置，并保证全压 伏态。 调速器处于全关位置，锁锭投入；油压正常，油泵电源投人： 3 机组各轴承油位正常，油色合格并无漏油。 交直流操作电源投入正常。 5 电气部分正常，可随时投入运行。 6 机组制动装置工作正常，且在复归位置。 7热备用机组应与运行机组一样，定时进行巡视检查，不得 进行无关的操作。 一装

5.1.4新装机组或机组大修后投人运行前，应做下

1 压力钢管、蜗壳等流道及补气管中无杂物。 2 制动装置工作正常且处于复归位置。 3 导水机构正常，导叶无损坏，剪断销无松动。 4发电机内部无杂物或遗留工具集电环碳刷弹簧压力正 常，并无卡阻、松动等现象。 5机组自动化装置正常。 6 水轮机各密封装置良好。 7 水轮机进水主阀和调压阀的操作机构及行程开关工作正 常。 油、气、水系统正常。 9 调速器工作正常。 10 机组四周无妨碍工作的杂物。 11 机组顶转子工作已完成。 12 电气各项试验、机组过速及甩负荷试验合格。 13新装机组连续72h满负荷试运行合格。受电站水头和电 力系统条件限制，机组不能带额定负荷时，可按当时条件在尽可能 大的负荷下进行72h连续运行。

1）测量记录水轮机主轴摆度和机组轴电压、轴电流； 2）切换附属设备和辅助系统的主备用系统； 3）按各轴承和润滑部位用油情况，加注或更换润滑油和润 滑脂； 4)检查调整主轴密封间，使之适中，检查密封用水的水 质； 5）技术供水滤水器清扫排污； 6）各气水分离器放水排污：； 7）检测导叶开度是否均匀，立面和端面间隙是否合格； 8)检测水轮机迷宫间隙是否合格；

9）新机停运24h、投运3个月至1年的机组停运72h、投运 1年以上的机组停运10d后，再次启动前应顶转子一次。 对采用弹性金属塑料瓦的推力轴承充许不采用高压油顶 起而启动水轮发电机，充许机组停机后立即进行热启动 10）定期对设备外表进行保洁。 运行中水轮机维护与处理应符合下列要求： 1）水轮机运转声音异常，经处理无效，应停机检查； 2）机组过速时，应立即关闭导叶，查明原因，进行相应维护 处理； 3）导叶剪断销剪断时，应停机并关主阀，更换剪断销； 4）轴承温度不正常上升时，应检查各部件有无漏油、油面和 油色是否正常、轴承冷却水供给是否正常、机组振动和摆 度有无增大、轴承内部有无异常声响，并加强轴承温度监 视。若无法消除，应请示停机处理； 5）轴瓦温度超过65℃，经处理无效，且继续上升，应停机检 查； 6）轴承油面下降时，应立即停机，进行相应处理； 7）轴承冷却器漏水时，应立即停机后更换或修复冷却器，并 进行1.5倍工作压力耐压试验： 8）轴承冷却水受阻或中断时，应停机检查； 9）机组振动、摆度超过充许值时，应避开该负荷运行；若一 时无法处理，应停机检查原因； 10）没有制动装置的机组应进行改造，不应采用木垫块或木 根等人工方式制动； 11）应消除危及人身、设备安全的其他故障。

发电机正常运行应符合下列要求： 发电机按照制造厂铭牌规定可长期连续运行。

2空气冷却的发电机，空气温度以0℃～40℃为宜。空气应 清洁、十燥、无腐蚀性。 3定子绕组、转子绕组和铁芯的最高允许温升及温度，不应 超制造广规定。 4输出功率不变时，电压的波动在额定值的5%以内，最高 不得超过额定值的土10%，此时励磁电流不得超过额定值。最低 运行电压根据系统稳定要求确定，不宜低于额定值的90%，此时 定子电流仍不应超过额定值的105%。 5频率波动不超过士0.5Hz时，可按额定容量运行。当低于 49.5Hz时，转子电流不得超过额定值。对于孤立运行小电网，机 组频率波动范围川适当放宽。 6不得缺相运行。在事故条件下充允许短时过电流，定子绕组 过电流倍数与相应的充许持续时间应按现行国家标准《水轮发电 机基本技术条件》GB/T7894的要求确定，达到充许持续时间的 过电流次数每年不应超过2次。 7在运行中应保证功率因数为0.8或其他设计值，不应超过 迟相的0.95，根据机组的进相能力在调度的要求下运行，转子电 流及定子电流均不应高于充许值。 8制动装置应正常，对于气制动方式机组，制动气压应为 0.5MPa～0.7MPa，当机组在额定转速的20%～35%时开始制 动，制动时间宜为2min。应避免机组在低转速下长期运行。水斗 式水轮机组采用副喷嘴反向冲水制动时，制动时间最长不应超过 5min，制动冲水投入和切除的监控装置工作应正常。 5.2.2发电机的正常启动、并列、增荷和停机应符合下列条件： 1正常开停机操作应接到调度命令后，由值班长组织进行。 2备用的发电机及其附属设备应处于完好状态，随时能立 即启动。 3机组大修或小修后，验收合格方能投人运行。 当发电机的转速达额定转速的50%左右时，应检查集电

电刷振动和接触情况及机组各部件声响是否正常，当不正常 应查清原因并加以消除。 5当机组转速基本达到额定值以后，应合上灭磁开关，即可 、升压。 6发电机在升压过程中应检测下列内容： 1）可控硅励磁的发电机，调节励磁的电位器圈数要适当； 2）三相定子电流应等于零，如果定子回路有电流，应立即跳 开灭磁开关并停机检查定子回路有否短路，接地线是否 拆除等； 3）检查三相定子电压是否平衡； 4)检查发电机转子回路绝缘电阻； 5）在空载额定电压下，转子电压、电流是否超过空载额定 值。若超过，应立即停机检查励磁主回路故障。 7有下列情况之一者，不得并列合闸： 1）同期表回转过快，不易控制时间； 2）指针接近同期标线停止不动； 3）指针有跳动现象； 4）同期表失灵； 5）操作者情绪紧张，四肢抖动。 8发电机的解列停机操作应符合下列要求： 1）接到停机命令之后，应减少机组的有功、无功负荷； 2）当有功、无功负荷都接近于零时，应跳开发电机断路器； 3）对于可控硅励磁的发电机应进行续流火磁； 4)拉开隔离开关； 5）当准备较长时间停机时，应测量转子回路、定子回路绝缘 电阻，并应做好记录。 ，3机组大修或小修后，应验收合格方能投入运行。验收应符 下列要求： 1拆除临时接地线标示牌遮拦相关设条上无人工作，无

5.2.3机组大修或小修后，应验收合格方能投入运行。验收应符

杂物及工具遗漏。 2定子绕组、转子回路的绝缘电阻满足要求。 发电机一、二次回路情况应正常。 4 励磁回路正常，励磁手动、自动切换开关应在截止位置。 5 发电机隔离开关、断路器、灭磁开关应在断开位置。 6 立式机组顶转子工作应已完成。 5.2.4 发电机正常监视和维护应满足下列要求： 录一次。 2定子绕组、定子铁芯、空冷器出水、进出口风、轴承等温度 应每小时记录一次。 3转子绕组温度可由电流、电压法测得，单机容量为25MW 以上的电站，每月应测量一次，单机容量为25MW及以下的电站， 每月宜测量一次。 4励磁回路的绝缘电阻采用电压表法，单机容量为25MW 以上的电站，每班应测量一次，单机容量为25MW及以下的电站， 母班宜测量一次。 5电气仪表读数应每小时记录一次，并应对转子的绝缘和定 子三相电压平衡情况进行检查。 6微机监控的电站，宜做好每小时记录。 7监视发电机、励磁系统等转动部分的声响、振动、气味等， 发现异常情况应及时处理并汇报。 8检查一次回路、二次回路各连接处有无发热、变色，电 卡、电流互感器有无异常声响，油断路器的油位、油色是否正常 等。 9发电机及其附属设备应定期检查，每班至少进行一次。 10发电机应定期进行预防性试验，试验周期及项目应按现 行行业标准《电力设备预防性试验规程》DL/T596的有关规定 热行

1按电站实际环境气候情况，对停机3d～10d以上的发电 机，在启动前应测量定子回路、转子回路的绝缘电阻。 2发电机出线电压为6.3kV及以上的高压机组，定子回路 的绝缘电阻用2.5kV的兆欧表测量，且应将测量数据转化成75℃ 时的数据；测量定子绕组绝缘电阻时，可包括电力电缆；若为发电 机一变压器组接线时，可包括变压器的低压绕组。 3发电机线电压为400V的机组，定子、转子回路的绝缘 电阻可用500V兆欧表测量，其绝缘电阻值应在0.5M2以上。 4全部励磁系统的绝缘电阻，用500V兆欧表测量，其绝缘 电阻值应在0.5M2以上。 5因受潮引起的绝缘电阻不符合要求时，应对发电机进行干 燥，干燥方法应包括下列内容： 1）自然空转风冷法或通热风干燥法； 2）直流电干燥法； 3）灯泡干燥法； 4）电炉烤烘法； 5）短路干燥法。 5.2.6在事故情况下，可充许发电机短时间过负荷，其过负荷允 许时间应符合表5.2.6要求。当发电机定子电流超过充许值时， 应检查发电机的功率因数、电压、电流超过充许值的时间。可先降 低励磁电流使发电机定子电流不超过最天充许值，当还不能满足 要求时，应报告调度，要求降低有功负荷，直至达到电流许可值。 1.5倍过负荷电流每年不得超过2次。

表 5. 2. 6 发电机短时间过负荷允许时间

1发电机过负荷时，应与调度联系减少无功负荷；若减少励 磁电流不能使定子电流降到额定值，则应降低发电机有功负荷；当 电力系统事故时，应遵守发电机事故过负荷规定，并应严格监视定 子线圈温度。 2励磁系统一点接地时，应停机处理。 3发电机温度不正常时，应检查测温装置和所测部件是否正 常。 4电压互感器回路敌障时，应检查二次回路熔丝；当处理二 次熔丝不能消除故障时，应申请停机处理。 5发电机操作电源消失时，应检查发电机操作电源熔丝是否 熔溶断；操作回路监视继电器是否断线；接线端子是否松动；发电机 断路器跳闸、合闸线圈是否断线；铺助触点是否接触不良。当故障 无法排除时，应停机处理。 6发电机断路器自动跳闸时，应检查定子绕组是否短路或接 地短路；发电机线、母线或线路短路，继电保护装置及断路器操 动机构误动作或值班人员误碰触，应立即断开发电机灭磁开关 将手动/自动励磁控制开关转至截止位置，还应查明原因并处 理。 7当线路事故而引起的低压过流保护动作，发电机断路器 跳闸，同时主变断路器、线路断路器也因过流而跳闻时，运行人 员可不经检查直接将机组启动升压、维持空载位置，等调度命令 送电。 8差动保护动作，应立即停机灭磁，检查故障指示、差动回 路、继电保护动作是否正确；检查发电机是否有内部绝缘击穿而引 起的弧光、冒烟、着火等现象；检查差动保护范围内的设备短路、接 地情况；用2.5kV兆欧表测量发电机线圈绕组相间及相对地的绝 缘电阻；经检查未发现故障点，绝缘电阻良好，可报告调度，从零起 升压，在零起升压过程巾应特别注意，发现异常应立即停机：差动

跳闸在未找出原因时，绝对不应开机强送。 9过电压保护动作时，查明过电压跳闸原因，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。 10发电机断路器误动作，应立即调整发电机励磁及转速至 空载位置，并应检查误动作原因，确认是误碰、误操作，可立即并人 系统运行。 11发电机的非同期并列，应测量发电机定子绕组的绝缘电 阻，检查发电机端部绕组有无变形，查明原因，当发电机机电部分 正常后，方可再启动、升压、并列。 12当发电机无法升压时，应检查励磁系统电源和励磁回路 接触情况。 13双绕组电抗分流励磁装置发生故障时，应停机，逐项检 查，消除故障。 14出现下列情况之一，应停机处理： 1）无刷励磁系统不能建压； 2）可控硅自励系统不能建压； 3）发电机失去励磁； 4）发电机定子、转子冒烟、着火或有焦臭味； 5）滑环碳刷有强烈火花经过处理无效； 6）电气部分及线路发生故障不能恢复； 7）金属性物件等异物掉人发电机内。 15当发电机发生振荡时，应增加发电机励磁电流来创造恢 复同期条件，适当降低负荷，以恢复同期。整个电广与系统不同步 时，除应设法增加各机组的励磁电流外，尚应在无法恢复同步 2min后，将电厂与系统解列。 16当定子或转子的测量仪表指示突然消失时，应按其他测 量仪表的指示，检查是否由于仪表或二次回路导线损坏环而不通，不 宜改变发电机的运行方式，采取措施以消除故障。 17当发电机着火时，应立即将发电机断路器跳闸，关小导叶

开度，但不能制动停机；当确认发电机内部绝缘烧坏时，应停机，并 应采取消防措施减轻危害。值班人员应按现行行业标准《电业安 全T作规程》DI.408的有关规定，用不导电的灭火器进行灭火；当 确定电源已经切断时，可用水灭火装置进行灭火。

5.3.调速器正常运行应符合下列要求： 1调速器应运行稳定，指示正常，且无异常的摆动和卡阻。 2常规控制调速器的主配压阀和辅助接力器应无异常抖动， 控制柜内各杠杆、销轴无松动、脱落。 3调速器各油管、接头处应无漏油。 4 应定期清洗调速器滤油器，检查调速器的油位、油色。 5 调速器油泵运行正常，电气回路工作正常，应能在规定油 压范围内启动和停止。 6安全阀和逆止阀动作应可靠。 压力油罐各表计应显示运行正常；过滤器压力表显示调速 器液压控制回路的操作压力正常。 用于控制油泵启动、停止的压力表应工作正常。 9 油泵电动机应工作正常。 10 压力油罐及回油箱油位应正常。 11 油压装置上的可视油位计应完好。 12 带中间补气罐的油压装置应补气到正常压力，并满足油 气比要求。 13 油泵的安全阀压力整定值应合格。 14 高油压调速器单向阀运行正常，在停泵时，电机不得出现 反转。 5.3.2 液压系统和调速器应符合下列要求：

5.3.2液压系统和调速器应符

力器抽动、振动等现象。 3液压阀四周无渗油，阀块密封圈无缺陷。 4调速器关闭时间应整定合格，并应防止调整机构松动变 位。 5负载运行时接力器人工死区应设置合理。 接力器的电气反馈装置正常，不得现“反馈断线故障。 7 机组停机后，应投人接力器锁锭。 机组控制参数应设置合理的空载开度。 对配置调压阀的机组，调速器与调压阀联动应正常。 5.3.3 调速系统出现下列故障之一应退出运行： 1 用于控制油泵停止的电接点压力表故障。 油泵故障。 3 安全阀故障。 4 电动机缺相运行。 压力油罐上的可视液位计故障。 6 调速器关机时间调节故障。 7 反馈断线。 机频故障。 9 液压阀四周渗油。 5.3.4 调速系统检修维护项目包括下列内容： 1检查油压装置部件，包括电接点压力表、油泵、油泵电动 机、安全阀、紧急停机电磁阀及紧急停机时间调整机构、压力油罐 的可视液位计、回油箱的可视液位计、主油阀、油泵控制箱。 2检查液压控制部件，包括滤油器中滤芯、滤油器压力表、液 压阀块的渗油。 3定期给调速器销轴注油。 4经常检查调速器压力油罐油气比是否合格。 5观察调速器电气部件、元件的运行状况。 6检查外部操作回路。

1检查油压装置部件，包括电接点压力表、油泵、油泵电动 机、安全阀、紧急停机电磁阀及紧急停机时间调整机构、压力油罐 的可视液位计、回油箱的可视液位计、主油阀、油泵控制箱。 2检查液压控制部件，包括滤油器中滤芯、滤油器压力表、液 压阀块的渗油。 3定期给调速器销轴注油。 4 经常检查调速器压力油罐油气比是否合格。 5观察调速器电气部件、元件的运行状况。 6检查外部操作回路。

5.4.1 励磁系统正常运行应包括下列内容： 屏柜整洁，无积灰。 2 接线整齐：线路无异常老化，电缆接头牢固。 3 元器件无损坏。 4 风机运行正常。 碳刷完整、良好、不跳动、不过热。 6 励磁调节器各项限制功能正常并投人。 5.4.2 励磁系统出现下列故障应退出运行： 1 装置或设备的温度明显升高，采取措施后仍然超过允许 值。 2 系统绝缘下降，不能维持正常运行。 3 灭磁开关、磁场断路器或其他交、直流开关触头过热。 4整流功率柜故障不能保证发电机带额定负荷和额定功率 因数连续运行。 5 冷却系统故障，短时不能恢复。 6 励磁调节器自动单元故障，手动单元不能投入。 自动通道长期不能正常运行。 5.4.3 励磁系统检修维护应包括下列内容： 1 屏柜及整流元件积尘清扫。 2 检查励磁系统操作回路。 3 检查各开关机构。 4 励磁系统过电压保护、限制及其他辅助功能单元检查。 5 励磁调节器输入、输出整体性能及移相范围检查。 运行缺陷处理。 一一松版三

5. 4. 4检修后的励磁系统应进行系统试验。

5.5.1进水主阀铭牌应在明显位置。 5.5.2 进水主阀开启前应符合下列要求： 1 蜗壳排水阀应全关。 2 调速器应在全关位置。 进水主阀机械锁锭应在投人位置。 4 阀前阀后水压应基本平衡。 5.5.3 关闭进水主阀应符合下列要求： 1 进水主阀控制回路应工作正常。 进水主阀应有后备保护功能。 机组停机后，宜关闭进水主阀。 4 导水机构故障无法全关时，进水主阀应能在5min之内动 水关闭。液压操作的闸阀、蝴蝶阀和电（手）动操作的蝴蝶阀、闸阀 在失电后应在5min内动水关闭。 5阀门确认关闭后，应投入机械锁锭。 5.5.4 进水主阀的运行与维护应符合下列要求： 1阀门及其控制装置投人运行后，应经常检查巡视，出现异 常情况应及时处理。 2 检查进水阀与延伸段、伸缩节、连接法兰处有无漏水。 3 检查各压力开关、压力表等表计指示是否正常，外表有无 损坏。 检查旁通阀管道阀门位置是否正确，动作是否正常。 5 检查空气阀工作是否正常。 6 检查进水阀开启、关闭声音是否正常。 7 检查阀门是否能在规定的时间内动水关闭。 检查行程开关工作是否正常，开度指示器位置是否正确。 9 检查各信号装置工作是否正常；表计外壳、电缆有无破损。 10检查操作电源和电控装置工作是否正常。

5.5.5液压操作进水主阀的运行维护还应符合下列要求：

1油压装置的油位不应低于油标底线以上1/3。液压系统 第一次投人使用3个月后，应将液压油过滤一次，并应清洗油箱 定期检查。 2定期检查蓄能器内充气压力。当充气压力低于设定值时， 应及时充装氮气至设定值。 3检查油路、水路连接是否完好，有无松动，接头有无漏油 漏水。 4检查进水阀操作接力器位置是否正确，接头有无漏油。 5检查压力油泵及循环油泵运行时有无异常，手动油泵是否 能正常开启阀门。 6检查进水阀操作接力器位置是否正确，接头有无漏油、漏 水。 7检查锁锭装置工作是否正常。 5.5.6起重机正常运行应符合下列要求： 1起重机的移动机构及电动行车小车的移动机构失去电源 时，自动刹车装置应能正常工作。 2 桥式起重机的微量调节控制系统应可靠。 3 金属结构以及所有电气设备的外壳应保证接地可靠。 + 电缆绝缘应可靠。 5灭火器材应能正常使用，驾驶室内橡胶绝缘垫应有效。 6平衡荷重物，不得搬运或任意增减。 7在工作中一旦断电，应将起动器恢复至原来静止的位置 再将电源开关拉开；设有制动装置的可将其刹紧。

起重机不得驶人该检修区域。 3停止工作时，应切断电源并安装好轨道夹。 4新装或大修后起重机在投入使用前，应按有关规定进行 静、动负荷试验。

5.6.1 供水系统设备止常运行应符合下列要求： 供水系统流量、压力应满足要求。 2 减压阀后压力应在设计值范围内。 滤水器工作应正常。 4 滤水器清污时，供水不应中断。供水系统沉沙、排沙设施 应可靠运行。 5 轴承润滑水、主轴密封用水的水质应满足设计要求。 6 电磁阀或电动阀应正常动作，无卡阻。 7 供水泵工作应正常，备用泵可随时启动。 5.6.2 供水设备出现下列故障时应退出运行： 1 减压阀阀后压力出现异常，或停水时阀后压力高于设计 值。 2 自动滤水器无法正常清污。 3 电磁阀或电动阀出现卡阻。 4 压力变送器无法正常使用。 5.6.3 供水系统设备的检修维护应符合下列要求： 1 减压阀阀后压力不稳定，检修后仍达不到要求的应更换。 2 滤水器堵塞严重，拆卸后应检修或更换滤芯。 3 若电磁阀卡阻，应更换，或换成电动阀。 ? 压力变送器无法正常传送数据，应更换。 供水泵和电动机宜每年更换润滑油一次。 6 供水泵锈蚀严重、故障频发，应更换。 7供水管锈蚀严重，应更换。

8 管路标色应涂刷完整，颜色鲜明。 5.6.4 排水系统设备正常运行应符合下列要求： 1 排水系统管路工作应正常。 2 水泵启动运行应正常，无异常声音。 3 集水井水位测量装置工作应正常。 排水管路止回阀应正常。 5.6.5 排水设备现下列故障应退出运行： 1 排水泵严重故障。 集水井液位信号器故障。 3 示流信号器故障。 5. 6. 6 排水系统设备的检修维护应满足下列要求： 1 排水泵和电动机宜每年更换润滑油一次。 2 排水泵工作异常，应检修或更换。 3 液位信号计有不正常显示，应更换或修理。 排水明管锈蚀严重，应更换。 5 管路标色应涂刷完整，颜色鲜明。 5.6.7 油系统设备正常运行应符合下列要求： 1 油系统设备、管路应按设计要求单独设立。 2 油系统的储存量应满足系统中最大用油设备110%用油 量的要求。 油处理设备应布置在油室内，并应满足设计要求。 消防设施满足设计要求。 5.6.8 油系统设备在下列故障下应退出运行： 1 油系统管路锈蚀或堵塞。 2 消防设施不满足要求。 5.6.9 油系统设备的检修维护应符合下列要求： 1 油系统管路锈蚀或堵塞，应更换。 2 油系统储存量少于系统中最大用油设备110%用油量时， 应补足储备用油。

3应定期检查维护消防设施，清理油污。 4管路标色应涂刷完整，颜色鲜明。 5. 6. 10 气系统中设备正常运行应符合下列要求： 1不同压力等级的气系统分开布置，主用、备用的空压机应 能相互自动切换正常运行。 2 对于螺杆式空压机，应有一定的备品备件。 3 储气罐（包括安全阀、排污阀）应检验合格、工作正常。 4 油水分离器应检验合格、工作正常。 5. 6. 11 气系统设备出现下列故障时应退出运行： → 空压机压力输出异常。 2 储气罐漏气。 3 储气罐排污口堵塞、安全阀故障。 4 油水分离器无法正常工作。 5. 6.12 气系统设备的检修维护应符合下列要求： 1 空压机压力输出异常时，可启用备用空压机，对故障设备 进行检修。 2空压机及储气罐的安全阀应每年检验、鉴定一次。 3应经常检查储气罐有无漏气，检查记录空压机的启动次 数。应适时打开储气罐排污口排污。

1空压机压力输出异常时，可启用备用空压机，对故障设备 进行检修。 2空压机及储气罐的安全阀应每年检验、鉴定一次。 3应经常检查储气罐有无漏气，检查记录空压机的启动次 数。应适时打开储气罐排污口排污， 4管路标色应涂刷完整，颜色鲜明。

1变压器检修及长期停用（半个月以上）后，在投入运行前 应测量各线圈之间和线圈与外壳之间的绝缘电阻。绝缘电阻降低 至原来的50%以下时，应测量变压器介质损失角tan?和吸收比 （R60/R15），并应取油样试验。 2变压器电流、电压应保持在额定范围内。 3变压器温升和油温应正常，并应符合现行国家标准《电力

变压器第2部分液浸式变压器的温升》GB1094.2的有关规 定。 4变压器无载分接开关不可在带负荷状态下调整，在变换分 接头之前应将变压器高低压侧电源断开。保持电压波动范围在分 接头额定电压的土5%以内，最高运行电压不得大于分接头额定值 的105%。 5在事故情况下，变压器可以在事故过负荷充许的范围内运 行，其充许值应根据变压器的冷却条件和温度情况决定。 6严密监视变压器运行情况。每班应做一次检查和记录。 在恶劣气候条件下或短路后，应加强巡回检查。 .7.2变压器日常巡视检查应包括下列内容： 1油温正常，无渗油、漏油，储油柜油位与温度相对应。 2套管油位正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电 良迹及其他异常。 3 变压器声响正常。 4 散热器各部位温度相近，散热附件工作正常。 S 呼吸器完好，十燥剂十燥。 6 引线接头、电缆、母线无发热迹象。 7 压力释放器、安全气道及防爆膜完好。 8 分接开关的分接位置及电源指示正常。 9 气体继电器内无气体。 10 各控制箱和二次端子箱密闭，无受潮。 11 十式变压器的外表无积污。 12 变压器室不漏水，门、窗、照明完好，通风良好，温度正常。 13 变压器外壳及各部件保持清洁。 14 变压器风扇和散热完好。 15 变压器外壳接地良好。 .7.3 变压器异常运行和事故处理应符合下列要求：

不正常等现象应及时处理，记入值班运行日志和设备缺陷本内，并 应及时汇报。 2变压器出现下列情况之一时，应立即停止运行： 1）变压器内部声响很大、声音不均匀、有爆裂声； 2）在正常运行条件下，变压器温度异常并不断升高； 3）漏油严重； 4）油枕或防爆管喷油； 5）套管破损或有严重放电； 6）变压器冒烟及着火。 3变压器油温超过允许值时，应判明原因，采取措施使其降 低。当判别为变压器内部故障时，应立即减负荷直至停止运行。 4当发现变压器的油位显著降低时，应立即查明原因，并应 补足油量。 5变压器因过负荷、外部短路或保护装置二次回路故障自动 跳闸时，经故障排除和变压器外部检查后可重新投人运行。 6变压器差动保护动作后按下列要求进行处理： 1）详细检查差动保护范围内的主变压器、断路器、电流互感 器、母线、电力电缆、绝缘子等，有无短路或接地情况； 2）用绝缘电阻表测量变压器及所连接设备的绝缘电阻，符 合规定的可对变压器做充电合闸试验； 3充电合闸试验时，若断路器重新跳闸，应查明原因。 7变压器轻瓦斯继电器动作按下列要求进行处理： 1)检查变压器是否因进人空气、漏油、油面过低或二次回路 故障等引起轻瓦斯继电器动作； 2)经过外部检查分析，未发现异常现象时，应检查瓦斯继电 器内储积气体的性质，判断故障原因。 8变压器重瓦斯继电器动作，不是由于继电保护或二次回路 误动作而引起的，未查明原因之前变压器不充许投人运行。 9变压器若因差动保护或重瓦斯继电器动作而跳闸，不管原

如何，绝对不能强送，应吊出芯子进行检查。 10变压器着火时，应将其高、低压侧电源切断，采用自动水 雾灭火系统或火火器进行火火。 7.4变压器检修维护应按相关规定的要求执行。变压器的大 项目应包括下列内容： 1 吊出芯子进行检修。 2 绕组、引线及磁屏蔽装置检修。 3 分接开关检修。 4 铁芯、穿心螺丝、轭梁、压钉及接地片等检修。 5 油箱、套管、散热器、安全气道及储油柜等检修。 6 保护装置、测量装置及操作控制箱检查、试验。 7 变压器油处理。 8 变压器油保护装置检修。 9 封衬垫史换。 10 油箱内部的清洁，油箱外壳及附件除锈、涂漆。 11 必要时对绝缘进行卡燥处理。 12 进行规定的洲量和试验

因如何，绝对不能强送，应吊出芯子进行检查。 10变压器着火时，应将其高、低压侧电源切断，采用自动水 喷雾灭火系统或灭火器进行灭火。

7.5变压器应按现行行业标准《电力设备预防性试验

5.8.1 配电装置正常运行应符合下列要求： 1 配电装置应外观完好。操作机构性能符合相关要求，无卡 阻。 2同一电气回路的配电装置相序应一致，并应有明显的色 别，A、B、C三相分别标色黄色、绿色、红色。配电装置外壳应接地 可靠。 3运行中的隔离开关、断路器、母排以及一次系统的其他设 备，每班应检查2次。高温、高负荷及存在缺陷的设备应加强巡回

检查。若发现危及人身和设备安全时应立即停电检查。

5.8.2真空断路器运行维护应包括下列内容：

具空断路器正常巡视项目： 1）分、合指示器指示正确，应与当时实际运行工况相符； 2）支持绝缘子无裂痕、损伤、表面光洁； 3）真空灭弧室无异常，可观察屏蔽罩颜色有无明显变化； 4）金属框架或底座无严重锈蚀和变形； 5）可观察部位的连接螺栓无松动，轴销无脱落或变形； 6）接地良好； 7）引线接触部位或有示温蜡片部位无过热现象，引线弛度 适中。 真空断路器维护项目： 1）结合预防性试验清扫真空灭弧室、绝缘杆、支持绝缘子等 元件表面的积灰和污移物； 2）结合预防性试验或合分操作2000次应进行机构维修，检 查所有紧固件有无松动，磨损较严重的部件要及时更换： 摩擦部位加润滑油； 3）玻璃外壳的真空灭弧室，宜观察金属屏蔽罩颜色有无明 显变化，有怀疑时应检查真空度； 4检查真空灭弧室触头接触行程的变化，接触行程的变化 直接反映触头的磨损量，触头磨损超过产品技术条件要 求时应更换真空火弧室； 5）检查真空灭弧室的寿命，寿命已到应及时更换。 SF6断路器运行维护应包括下列内容： SF6断路器正常巡视项目： 1)断路器的瓷套应完好，无损坏、脏污及闪络放电现象； 2）对照温度一压力曲线观察压力表（或带指示密度控制器） 指示，应在规定的范围内，并应定期记录压力、温度值； 3)分合阐位置指示器应指示正确，分合闻应到位：

4）整体紧固件应无松动、脱落； 5）储能电机及断路器内部应无异常声响； 6）分、合闸线圈应无焦味、冒烟及烧伤现象； 7）外壳和支架接地应良好； 8）外壳和操动机构箱应完整、无锈蚀； 9）各器件应无破损、变形、锈蚀严重等现象。 2SF6断路器维护项目： 1)每年对断路器外壳锈蚀部分进行防腐处理及补漆； 2）每半年对断路器转动及传动部位作1次润滑，操动3次 应正常； 3）每两年1次对断路器所有密封面定性检漏，年泄漏率不 超过1%； 4）每年1次SF6气体微量水分测试，测试结果对照水分 温度曲线不应超过300ppm（20℃）。 4隔离开关运行维护应包括下列内容： 1隔离开关正常巡视项自： 1）检查隔离开关接触部分的温度是否过热； 2）检查绝缘子有无破损、裂纹及放电痕迹，绝缘子在胶合处 有无脱落迹象； 3）检查隔离开关刀片锁紧装置是否完好。 2隔离开关维护项目： 1)清扫瓷件表面的尘土，检查瓷件表面是否掉釉、破损，有 无裂纹和闪络痕迹，绝缘子的铁、瓷结合部位是否牢固。 若破损严重，应进行更换； 2）检查刀片接触表面是否清洁，有无机械损伤、氧化和过热 痕迹及扭曲、变形等现象； 3）检查触点或刀片上的附件是否齐全，有无损坏； 4）检查连接隔离开关和母线、断路器的引线是否牢固，有无 过热；

5）检查软连接部件有无折损、断股等现象； 6)检查并清扫操作机构和传动部分，并应加人适量的润滑 油脂； 7)检查传动部分与带电部分的距离是否符合要求；定位器 和制动装置是否牢固，动作是否正确； 8)检查隔离开关的底座是否良好，接地是否可靠。

5.8.5交流金属封闭开关柜运行维护应按现行行业标准《高压开

5.8. 6 其他一次设备外部检查应包括下列内容： 1 母线支持瓷瓶应完整，各连接处应牢固可靠。 2 电流、电压互感器运行情况良好。 3 电缆沟内无积垢、积水。 4 各电缆头、电缆外表完整，无过热。 5 熔断器完整，接触良好。 6 有防止小动物进入的措施。 5.8.7 配电装置有下列情况之一者应停电处理： 1 外壳与绝缘套管破裂。 2 接线头、电缆头过热、变色严重以致熔化。 3 有漏油、漏气现象。 4 内部着火或发出臭味、冒烟等情况。 5 线圈与外壳之间或与引线之间有火花、放电。 5.8.8 配电装置应定期进行配电装置预防性试验，并应进行设备 更新。

5.9继电保护与监控系统

继电保护运行管理应符合下列规定： 继电保护整定值及接线，任何人不得随意改变。 继电保护检修检验后，应会同当值值班员检查验收，做

检修检验记录和交代注意事项，办理工作票终结手续。 3凡继电保护动作应做好记录。若保护误动作，应保持原有 状态或详细记录误动作过程，并应查明原因及时处理。 4二次回路电缆截面和对地绝缘电阻应满足设计要求。 5运行巾的继电保护应每班检查，检查应包括下列内容： 1）模块的发热、声响、压板位置、二次熔丝及二次线的腐蚀； 2）破损、扭曲、变色、松动、断股情况； 3）检香蜂鸣器、电铃、开关、指示灯等情况

1应保持巾中控室、控制台整洁。 2 非电厂工作人员不得操作。 3值班人员不得随意更改设备整定值、限值等数据。不得任 意删除有关程序和记录。 4上位机操作时应同时观察下位机，监视其通信是否畅通 所传数据是否正确。 5值班人员不得进行与监控无关的作业。 6电站应定期维护计算机、网络通信，备份数据库。 5.9.3继电保护与监控系统应定期进行检查试验。继电保护及 二次接线装置的定检应按现行行业标准《继电保护和电网安全自 动装置检验规程》DL/T995的有关规定执行。

1应定期检查充电装置的交流输入电压、直流输出电压、直 流输电流等各表计显示是否正确，运行噪声有无异常，各保护信 号是否正常，绝缘状态是否良好。 2交流电源中断，蓄电池组将不间断地向直流母线供电，应 及时调整控制母线电压，确保控制母线电压值的稳定。当蓄电池 组放出容量超过其额定容量的20%及以上时，恢复交流电源供电

1蓄电池连接片有无松动和腐蚀现象，壳体有无渗漏和变 形，是否清洁。 2极柱与安全阀周围是否有酸雾溢出。 3绝缘电阻是否下降。 4一次连接线的螺栓是否松动或腐蚀污染，松动应拧紧至规 定扭矩，发生腐蚀应及时更换。 5新旧不同、容量不同的蓄电池不宜混用，蓄电池外壳不得 用有机溶剂清洗；蓄电池不得过充电和过放电；蓄电池放电后应及 时充电，搁置时间不应超过2h；维护蓄电池时，操作者面部不得正 对蓄电池顶部，应保持一定角度和距离。 6有蓄电池室的，应定期检查蓄电池室通风、照明、调温设备 及消防设施

1运行中直流电源装置的微机监控装置，应通过操作按钮切 换检查有关功能和参数，其各项参数的整定应有权限设置和监督 措施。 2当微机监控装置故障时，有备用充电装置时，应先投人备 用充电装置，并应将故障装置退出运行。无备用充电装置时，应启 动手动操作，调整到需要的运行方式，并应将微机监控装置退出运 行，经检查修复后再投入运行。

能覆盖所保护区域，并应可靠接地。 5.11.2避雷器表面应整洁，动作可靠，计数正确。 5. 11. 3 防雷装置与接地体的连接应完好。 5.11.4接地装置的接地电阻值应符合现行国家标准《小型水力 发电站设计规范》GB50071的有关规定。 5.11.5电站应定期测量接地电阻，若不能满足要求，可通过水下 敷设接地体、引外接线、深开接地等方式来降低接地电阻。 5.11.6在高土壤电阻率地区，当接地装置要求的接地电阻值不 合理时，接地电阻值应通过设计计算确定。接地电阻值应在保证 人身和设备安全情况下，以设计计算可以满足的指标实施。 5.11.7电站应定期进行防雷装置的预防性试验

5.12.1电站应定期进行设备的维护、检查，及时解决影响通信质 量的问题，保证设备技术性能符合要求，保持电站与上级防汛指 挥、调度部门、调度自动化系统通信畅通。 5.12.2应高度重视通信系统防雷保护，防雷系统应符合现行行 业标准《电力系统通信站过电压防护规程》DL/T548的有关规 定。 5.12.3通信系统启用、停运和检修，应得到相关通信调度部门同 意后统一安排。

6.1.1电站应根据电网调度部门下达的发电计划，编制优化运行 方案，充分发挥综合利用效益。电站应按并网调度协议有关要求， 按时向电力调度机构提出年度、月度和日前发电计划建议；向电力 调度机构自动传送机组、电站、水库运行相关实时数据，并应保证 信息的准确性和及时性；向电力调度机构提出电站设计资料、运行 统计资料及运行总结报告。

6.1.2为实施电站优化运行，电站应不断提高管理水平，并应保

证水工建筑物和机电设备安全可靠运行，具体应符合下列要求： 1应加强电站设施、设备的运行管理与维修，提高设备完好 率。 2多泥沙河流上的电站，应采取排沙、防淤、防磨蚀等措施， 保持调蓄能力并应减轻设备磨蚀。 3应加强发电引水系统、尾水系统及其附属设备管理，减少 渗漏和水头损失。 6.1.3电站优化运行应按设计要求、优化运行方案或其他专门文 件规定执行，不应随意改变。 6.1.4电站优化运行时应以水库特征水位等工程设计参数为依 据，不应随意改变。 6.1.5电站应做好水情预报，在满足防汛要求的前提下，合理调 度，做到少弃水、多发电。 616电站应随时掌握预报来水蓄水及发电用水等情况加强

件规定执行，不应随意改变。

6.1.4电站优化运行时应以水库特征水位等工程设计参数为依 据，不应随意改变。 6.1.5电站应做好水情预报，在满足防汛要求的前提下，合理调

1.4电站优化运行时应以水库特征水位等工程设计参数 ，不应随意改变。

6.1.7电站宜使机组在高效率区运行

6.1.8电站应适时复核修止有关工程特性参数、机组动力特性、 电厂动力特性等，不断提高优化运行水平。 6.1.9电站应建立运行技术档案，定期培训运行调度人员，积极 采用新技术，逐步实现调度现代化。

水利标准规范范本6.2.1电站应根据出力、流量和水头平衡关系及机组动力特性等

6.2.1电站根据力、流量和水头平衡大系及机组动 行 编制厂内优化运行总图或总表。 6.2.2厂内优化运行机组间最优负荷分配，可结合机组特性，采 用等微增率法或动态规划法。

6.2.3厂内运行应实施机组有功、无功负荷的优化分配。 6.2.4厂内优化运行宜采用计算机实时监控；负荷变化不大的电 站亦可按厂内优化运行总图、总表操作实施

5.2.3厂内运行应实施机组有功、无功负荷的优化分配。

站亦可按厂内优化运行总图、总表操作实施

广播电视影视标准6.3.1梯级电站优化运行应以全梯级总发电效益最大为目标。 6.3.2实施优化运行梯级电站的机组特性资料及其他有关资料 应完备；宜具有计算机实时监控系统或具有厂内优化运行总图或 总表。

相关规定。电力调度机构应及时将运行计划下达到各电站。有条