生产运行中设备异常情况分析总结记录

第一篇：生产运行中设备异常情况分析总结记录

生产运行中设备异常情况分析总结记录

一．编号：(20140716)

名称：DDV阀造成1#机高、低压调门动作异常

现象：2014年7月16日，在生产例会上安排对1#机的旋转隔板进行转动试验时的操作过程中，启动高压油泵后，在自动主汽门没有打开的情况下，高调门、低调门的油动机全部在打开位置，在DEH来回开关几次的情况下，还是解决不了这一现象。

分析：事后针对这一情况，专门询问汽机专业和热工专业人员，热工专业技术人员分析为油系统脏造成的DDV阀卡涩或堵塞造成的，从而出现DDV阀出现关闭指令的情况下而执行不了的情况；

汽机专业方面，来回几次开关高、低压油动机动作均能达到全开全关的位置，并无卡涩现象。

处理：在2014年7月18日中午，检修同运行人员结合，在什么都没有处理的情况再试一下，仍同上次一样。在热工工程师的指导下，对两个调门的DDV阀回油孔调节螺丝进行开大，然后再调至原来位置后，两个调门均处于正常状态。

原因：

DDV阀所用的透平油在运行之中汽轮机油因受湿度、空气、水分等的影响，在使用过程中极易老化而产生成环烷酸皂类，其表现为污染颗粒度增加、出现凝胶状油泥、酸值升高、电阻率降低。DDV阀是一种精密的电液转换器，颗粒度增加会造成DDV阀堵塞，酸值升高会使油的腐蚀性加大、电阻率降低，加快了DDV阀的电化学腐蚀，加速阀芯、阀体磨损，导致DDV阀泄漏，EH供油压力降低。查找有关资料统计，DDV阀故障的60%是由油质恶劣引起的。通常要更换DDV阀才能修复DEH系统。

处理：

DDV阀阀芯间隙达到了微米级精度，为解决机组存在的油颗粒度超标问题，一方面合理使用再生装置，投用专用滤油机进行在线不间断滤油，严格按照《电厂汽轮机透平油验收、运行监督及维护管理导则》进行油质监测，定期取样做常规测试；另一方面规范和标准化岗位运行操作、检修维护作业，避免运行条件不当影响油质以及检修时人为带入外界杂质和污染物。定期或根据情况对DDV阀进行检查清洗。

第二篇：设备异常运行管理制度（本站推荐）

设备运行异常管理制度

1、范围

1.1、本制度规定了电站生产系统所有设备运行情况出现异常时的处理原则

1.2、本制度适用于电站生产系统所有设备以及与此有关运行与设备管理人员。

2、设备异常运行管理

2.1、设备异常定义：设备运行参数因设备出现异常运行而偏离运行限额（上、下值）或者停运等状况。设备偏离运行限额又分为设备超正常运行动态限额、超高（低）报警限额或超紧急停运限额三种情况。设备异常运行的性质、后果若符合有关事故认定认定的条款时，即定性为事故。

2.2、设备异常运行处理原则

2.2.1、当设备发生异常时，运行人员应遵循“保人身、保设备、保电网、保厂用电”的处理原则。

2.2.2、异常处理时，根据设备的调度管辖权来明确事故处理的指挥者，处理过程中应遵循下一级岗位服从上一级岗位原则。

2.2.3、生产事故处理应遵循统一指挥的原则。当班值长是当值的事故或异常处理指挥者，所有运行人员必须严格执行值长命令。2.2.4、当设备发生异常情况时，值长应召集有关人员进行分析，查出原因并制定临时反事故措施，当本值人员无法消除时，应及时召集运 行专责、设备专责及其它检修维护人员到现场协助处理；当发现重大设备缺陷，应及时通知相关部门组织紧急抢修，如因设备缺陷影响机组安全运行或出力，必须立即报告省调和厂领导。值长应针对当班时的特殊情况（如设备缺陷及异常、气象变化）相应地调整运行工况，布置和落实相应的安全措施，并做好事故预想。

2.2.5、当发生事故时，值长应亲临现场或在最能够发挥事故处理指挥作用的地方进行事故处理的指挥，力求把事故的范围和损失降到最低的程度，同时应及时汇报主管领导，召集运行专责、设备专责、检修维护人员或职能部门人员到现场协助事故处理。

2.2.6、处理事故时，对电网有重大影响的操作，均应征得调度员同意或按照调试员的命令执行。并将事故处理进展情况、事故原因等及时汇报给值班调度员。

2.3、设备异常运行汇报程序及处理要求

2.3.1、发生设备运行参数超正常运行动态限额时，值班员应立即汇报副值长或值长，副值长组织人员收集原始资料进行分析，值长应根据初步分析结果及对机组影响程度作出合理的控制要求，并决定是否需要通知检修维护人员到现场并向上级领导汇报。

2.3.2、发生设备运行参数达高、低报警限额或辅助设备异常停运等情况时，副值长应组织班组运行人员立即投入应急处理，并汇报值长，值长应根据异常情况作必要的指示，并根据对机组的影响程度等决定是否需要汇报上级领导和调度员以及是否需要组织有关技术人员、检修维护人员到现场协助进行分析处理等。2.3.3、发生设备运行参数达紧急停运限额或主设备异常停运等情况时，副值长应立即根据有关规定进行处理，并组织指挥运行人员团结协作，尽快控制事态的发展，并汇报值长，值长应立即组织有关运行人员进行应急处理并在解除对人身和设备的危害的前提下，尽量保持系统运行的完整性，必要时立即通知有关专责、维护人员到现场协助进行事故分析和处理，尽早收集第一手资料分析事件发生原因，将事故发生及处理情况及时汇报上级领导及调度员。

2.3.4、发生一般设备事故、环境污染及以上事故或者性质较为严重的设备异常运行情况，应立即汇报厂领导，必要时通知安监等职能部门人员到场。发生火灾时，按有关规定启动应急程序。

2.3.5、设备缺陷应根据《设备缺陷管理制度》规定及时填写缺陷单。出现一类缺陷应及时通知设备管理人员及维护人员，以便及时判断分析及处理缺陷。

2.3.6、相关部门的各级管理人员、技术人员及其他人员参与设备事故、异常处理时，应听从当班值长的统一指挥，协助当班运行人员进行处理，处理中也可以对当班运行人员作出必要的指导，但不得与值长命令相抵触。

2.3.7、如果事故发生在交接班过程中而交接班的手续尚未履行时，应立即停止交接班；交班的全体运行人员必须坚守岗位；接班的运行人员在交班值长、副值长指挥下协助事故处理；待事故处理告一段落，由交接双方值长决定是否继续进行交接班。

2.3.8、各类事故发生后，对事故现场和损坏的设备未经调查，不得任 意变动（抢救受伤者除外），若设备损坏需要立即抢修时，必须经公司分管领导或总工同意后方可进行。

2.3.9、事故过程中出现的就地有关电气、仪控保护、报警装置动作信号，须经相应的专业管理人员确认后方可复归（若运行方式紧急切换需要，只需值长同意即可），并做好详细的记录。

2.3.10、事故及异常处理完毕后，各岗位人员事后应将所辖设备发生异常、事故时的现象、处理过程在运行日志上作真实的记录。发生责任性异常以上不安全事件时，责任人员应将事情经过写成书面材料交值长转交电站安全员。发生影响大的事件时，各当班人员应将当时看到的情况及所作操作写成书面材料，集中到值长处交电站安全员。电站主管领导应及时组织召开当值运行人员参加的事故分析会。2.3.11、事故发生的有关原始记录如操作、报警打印，相关运行参数的记录，现场相关照片、现场痕迹等未经安监人员或电站安全员同意，任何人不得取走或涂改，如需作必要的标记须经当值值长或电站安全员在场同意方可执行。

3、检查与考核：

3.1、异常情况下不严格执行上一级命令，造成后果者除按电站《员工绩效考核实施细则》考核外当月绩效工资扣除40%。

3.2、管理人员不能按照制度及时到岗，按照重大操作管理人员到位制度执行考核。

第三篇：变压器运行中常见异常及原因分析

变压器运行中常见异常及原因分析

摘要：变压器是发电、供电及用电企业中的重要设备。在迁钢的电力系统中处于极为重要的地位。变压器的运行、维护及检修水平将直接影响供用电的可靠性和供电的质量及用电设备的安全。热轧分厂下辖的变压器容量较大，数量较多，种类多样，这就更加突出了变压器安全稳定运行的重要性，要求我们值班人员能够认真细致地对设备进行巡视检查，通过变压器在运行过程中暴露出地各种异常现象，发现各类不安全隐患，及时予以消除，确保安全稳定运行。

关键字：变压器、供电、原因

1．前言

变压器在运行中主要有以下几类异常情况，下面我结合自己在工作中的一些经验，对变压器的异常情况和形成原因进行分析。

2．变压器异音

变压器正常运行时，应发出均匀的“嗡嗡”声。如果产生不均匀的声音、声音加重或者 有“噼啪”声等其他异音，都属于不正常现象。

2.1变压器的“嗡嗡”声比平时增大，声音不均匀，可能产生原因： 2.1.1 电网产生过电压、单相接地，或发生谐振过电压。变压器的声音较平常尖锐，可结合电压表等指示、接地信号等进行综合分析。

2.1.2变压器过负荷，或者系统短路，会发出沉重的“嗡嗡”声。

2.1.3大的动力设备启动，造成主变内部发生“哇哇”声音，如变压器带有电炉、硅整流等非线性设备，产生高次谐波，也会发出这种声音。

2.1.4由于短路或接地，会通过大量短路电流，使变压器内部发生异常声响，发出“噼啪”的噪声。

2.1.5由于内部零件松动，如穿心螺丝夹得不紧，铁心松动，也会造成变压器内部有强烈的噪声。

2.1.6由于铁磁谐振，使变压器发出不均的噪声。

2.1.7变压器运行中，声音中混有杂音，如电压、电流正常，有可能是外部附属设备及附件松动造成。

2.1.8变压器电源电压过高时，会使变压器过励磁，响声增大而尖锐。

2.1.9音响中夹有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，可能是变压器某些部件因铁心震动而造成机械接触，或者是因为静电放电引起的异常声响。这类响声对运行无大危害。不必立即停运。

2.2变压器有放电声

2.2.1 变压器内部线圈匝间、线圈层间绝缘损坏，因而引起放电时，会发出“咕嘟、咕嘟”的开水沸腾声。线圈对铁心及外壳之间、铁心对地、内部引出线及套管对外壳，均有可能产生放电。还可能产生变压器调压装置对地的相间放电，如果分接开关不到位，分接开关接触不良的放电等，也会发出这种声音。由于放电的部位不同，损坏程度不同，使放电声音有大有小，可能连续、也可能断断续续。如果音响中夹有爆裂声，可能是变压器本身绝缘有击穿现象。

2.2.2变压器外部，主要是瓷套管处存有污秽表面釉质脱落或裂损时，受潮而引起放电。在夜间或在阴雨天可能出现蓝色的电晕或火花，可能听到“嘶嘶”或“哧哧”声。

3．油位（油面）异常

变压器油主要具有绝缘、散热、消弧作用。

3.1油面低

如果变压器缺油，可能产生以下后果：

3.1.1可能造成瓦斯保护装置误动作，并且无法对油位、油色进行监视。

3.1.2油面下降过多，将加大油与空气的接触面积，使油极易吸收水分和氧化，加速油的劣化，降低绕组的绝缘强度。使铁心和其他零部件生锈。

3.1.3变压器的导电部位对地和相互间的绝缘强度大大降低，遭受过电压时极易击穿。3.1.4不能浸没分接开关时，分接头之间会泄露放电，而造成高压绕组短路。3.1.5油不能良好循环对流，使变压器温剧增，甚至烧坏。3.1.6变压器油位降低的原因有：

A．长期渗、漏油或大量跑油。

B．修理或试验时，从变压器里放油后，未及时补油。C．油面低，负荷也低，并遇气温严重下降。

D．油枕储油量不足，容积小，不能满足运行要求，遇气温严重下降，造成油面过低。

3.2油面过高

3.2.1变压器补油不合格，油量过多。过负荷或者气温上升。3.2.2涡流或者穿心螺丝绝缘损坏，使油温升高。

3.2.3绕组局部层间或匝间短路、内部接点有故障，接触电阻加大，即二次线路有大电流短路等。

3.3假油面

3.3.1在负荷温度及气温变化时，油面不变化，可能是油标管堵塞，或瓦斯继电器截门未打开。

3.3.2油面升高不降，可能是油标上出口半堵，只出气不进气造成。

3.3.3油面只降不随负荷、气温变化升高，可能为油标下入油口半堵，只入油不出油造成。4．变压器过负荷

4.1正常过负荷

变压器正常过负荷是经常可能出现的，其允许值根据变压器的负荷曲线及环境温度来确定。过负荷数值不得超过30%。

4.2事故过负荷

变压器过负荷数值超过30%，或在事故处理时，短期过负荷超过正常允许值，都算事故过负荷。

4.2.1油浸式变压器事故允许过负荷：

允许过负荷（%）

允许过负荷时间（分）

120

4.2.2油浸式风冷变压器当冷却系统发生故障，切除全部风扇时空气温度（度）

—15 —10

0

+10

+20

+30

+40 额定负荷下允许最长时间（小时）

5．轻瓦斯动作

变压器的轻瓦斯动作一般作用于信号，表示变压器运行异常。

5.1动作原因：

A．因滤油、加油、换油及冷却系统不严密，或换硅胶过程中，油箱里有空气进入变压器。

B．环境温度骤降，造成油面降低或严重漏油，引起油位降低。C．发生穿越性短路故障。

D．因变压器轻微故障，而产生少量气体。E．轻瓦斯回路发生接地，绝缘损坏。F．瓦斯继电器二次回路故障。

5.2气体颜色判断

瓦斯气体取气时，经试验人员作分析 1无色、无味、不可燃的是空气。2黄色不可燃的是物质故障。

3灰白色、有强烈臭味的、可燃的是纸或纸板故障。4灰色、黑色易燃的是油质故障

6．呼吸器堵塞

呼吸器堵塞原因：

6.1呼吸器下油盘上紧，未打开，气体不能畅通。6.2呼吸器内部出气孔堵塞。

呼吸器内吸潮剂，有两种颜色：蓝色失效后为粉红色；白色

失效后为黄色。

7．温度表异常 温度表经常出现的异常有：

1、温度表指针犯卡。

2、温度导管破损，造成指示不准。

3、温度表插孔未放油，造成表记不准。

4、由于变压器长期停用，插孔进水，气温降低时，表被冻坏。

8．变压器散热装置异常

1、风扇叶片不平衡，发出震动。

2、风扇运行时间过长，电机烧坏。

3、控制回路短线、保险熔断、地线断、温度接点接触不良，造成风扇启动失灵。

4、温度表失灵造成风扇不能按规定启动停止。

5、控制开关分合位置不对，或接触器接点失灵造成风扇不启动

6、风扇电机电源失电

9．变压器的其他异常

9.1压力释放器喷油

压力释放器可动作于信号或跳闸，当变压器油压力超过一定标准时，释放器便开始动作，进行溢油和喷油，减少油压，保护油箱。

9.2变压器渗漏油

变压器渗漏油应根据发生的部位，具体情况具体处理。

9.3变压器套管异常 9.3.19.3.29.3.39.3.49.3.59.3.69.3.79.3.8套管内部有异音、有打火声，套管电容有局部放电。油面下降，内部渗漏油。

套管外部有裂纹、放电、电晕。连接导线接触不良。

套管积垢，在大雾或小雨时造成污闪。

套管因外力冲撞，或机械应力、热应力而造成破损。变压器箱盖上落上异物，引起套管放电或相间短路。接线部位氧化严重，接触电阻过大，造成接触点过热。

10综述

这些方面的总结归类分析，基本上涵盖了变压器在运行中的各种常见异常现象，其形成原因我已经进行了重点分析，不足之处，还望大家予以指正，以利于在技术学习上我们共同提高。

第四篇：设备运行分析制度

设备运行分析制度

一、设备分析工作主要是对变电所设备运行状态进行分析，摸索规律，找出簿弱环节，有针对性地制定防止事故措施。

二、运行分析分为综合分析，专题分析两种。

（一）综合分析每月一次，分析本所安全运行、经济运行、运行管理，找出影响安全、经济运行的因素，可能存在的问题，针对其簿弱环节提出实现安全生产、经济运行的措施，其主要方面如下：

系统结线方式、保护装置的配备、设备完好率、断路器正确动作率、两泵合格率、设备事故、故障、异常、重大缺陷、试验娄据、仪表指示，规章制度执行情况，设备运行可调小时最大最小出力，耗能指标、电压质量、母线电量不平衡率，培训情况、记录的填写、资料的管理，文明生产等。

（二）专题运行分析，不定期进行针对上述某问题进行专门深入分析。

（三）应按规定向上级机关呈报分析，可靠性管理理报表

第五篇：发电厂设备运行分析

发电厂设备运行分析

分析项目：水电站在电力系统中的作用 分析过程：

1、提供电力，作为系统的工作容量分担负荷。可以减少系统火电的系统装机容量；

2、供给系统大量的廉价电量，节省燃料。

3、承担系统备用容量，提高系统供电质量；

4、调节峰荷，改善系统运行条件，降低系统发电成本；

5、起调荷作用，供给无功电力，调节系统电压 总结：

水电站是一个利用水能生产电能的工厂。水能机组是水电站生产能量最重要的动力设备之一。经过水轮发电机将机械能转换为电能。水力发电是目前公认的最清洁的一种能源，同时也是最经济的发电方式。掌握水利机组运行技术对提高水电站乃至电力系统的安全。可靠经济运行水平是十分重要的。因此，水力发电在参与电力系统运行时，它占据一种十分独特的地位，特别是随着电力系统运行时，它占据一种十分独特的地位，特别是随着电力系统容量的扩大，水力发电必将在电力系统中发挥其更大的作用。

一、项目:隔离开关异常运行及事故处理。过程：

隔离开关在运行和操作中，易发生接点和触头过热、合闸不到位等异常情况，电动操作失灵，对此要求运行人员能正确的分析、判断和处理。总结：

1、隔离开关电动操作失灵。首先，检查操作有无差错；然后，检查电流回路是否完好，熔断器是否熔断或松动，电气闭锁回路是否正常

2、隔离开关触头、接点过热，需立即申请调度减小负荷，严重过热时，应立即转移负荷，让后停电处理。

3、隔离开关合闸不到位，多数是挂钩锈蚀、卡涩、检修挑食未调好等原因引起的。发生这种情况，可拉开隔离开关后再次合闸，当电动不到位时，可手动合闸。必要时，应申请停电处理。

4、隔离开关触头熔焊变形，绝缘子破裂和严重放电。遇有上述情况应立即申请停电处理，在停电处理前应加强监视。

二、分析项目：信号系统的分类与区别

信号系统是当运行中电气设备发生故障和存在不正常工作状态时，除要求保护装置做出相相应的反应外，还要求及时告知值班人员引起注意，迅速正确的判断这些故障和不正常工作状态的性质和特点，以便于及时处理。

分析过程：

用来反应故障和不正常工作状态的信号通常由灯光信号和音响信号两部分组成。前者表明故障和正常工作状态的性质和地点，后者用来引起值班人员的注意。按其作用信号分为：

1、位置信号；

2、事故信号

3、预告信号 分析总结：

1、位置信号是用来指示设备运行状态的信号。包括开关的通（断）位置状态，闸门的开、闭位置状态，调节装置调整到极限位置状态和机组所处的状态。

2、事故信号是设备发生故障时，在由继电保护或自动装置使断路器跳闸或机组停机的同时发出的信号。通常使相应的信号灯发光，并同时发出音响信号。为与预告信号相区别，事故信号用蜂鸣器作为发声器具，包括机组过速、低油压、失磁、差动、过流、过压、重瓦斯保护动作等。

3、预告信号是在机组等主要原件及其他设备发生不正常工作状态时所发出的信号。它可以帮助值班人员及时发现不正常工作状态，以便采取适当的措施加以处理，防止故障的扩大。为与事故信号区别，音响预告信号采用警铃作为发声工具。一般有发电机转子一点接地；操作回路断线，冷却水终断等。

三、项目：变压器保护的分析 过程：

变压器保护主要有：

1、差动保护

2、瓦斯保护（重瓦斯、轻瓦斯）

3、复合电压启动过流保护

4、过负荷保护

5、温度升高保护

6、差动断线 总结：

其中属于事故保护的有：

1、差动保护，保护变压器的内部故障及套管电源侧引出线的全部故障

2、重瓦斯保护，防备变压器内部故障及油面过低的主保护

3、负荷电压起动过流保护，保护电网短路故障引起的变压器过流且作为变压器内部及外部短路故障的后备保护。

属于故障保护的有：

1、轻瓦斯保护；动作后发生轻瓦斯动作信号。

2、过负荷保护；防止变压器的电流超过额定值运行的保护，保护动作延时信号。

3、温度升高保护

4、差动断线；差动电流回路、开路。

四、项目：发电机有节奏振荡分析 过程：

控制室看：各种仪表是否剧烈的左右摆动电压低于正常值，听发电机声音是否有节奏的鸣叫；水机房看：各种仪表是否剧烈的左右摆动，电压低于正常值，可控硅励磁装置是否间歇性动作，调速器不能稳定运行有震动现象。听水轮机和发电机是否有撞击声和摩擦声。

总结： 处理方式:（1）查明是系统震荡故障还是机组本身故障引起震荡；（2）汇报领导；（3）和调度联系；

（4）系统故障引起震荡时，听从调度指挥；

（5）是机组本身故障引起震荡时，调整励磁并将机组开度减至空载

（6）震荡故障不能消除时，将机组解列，停机检查。

五、项目：折向器（水轮机内部，不可直接观察）过程：

（1）折向器的气蚀，冲蚀和裂纹检查。（2）折向器的固定螺钉，销子检查。（3）折向器操作杆的销子及销孔检查。（4）折向器操作杆水封的更换。（5）固定折向器的拐臂检查。总结：

折向器的气蚀、冲蚀部位，可在现场进行补焊，焊后进行磨光处理，如有裂纹必须更换。固定螺钉和销子应紧固可靠，无松动现象并有锁定措施。销子和销孔应完好，销子不松动，销子得插销牢固。销孔磨损，孔径变大或椭圆，应镶套后重新配置。更换新水封后，机组在各种工况下运行时不得漏水。拐臂转动轴在运行中不应有向两侧串动的现象，其间隙小于1mm。

六、项目：隔离开关异常运行及事故处理 过程：

在隔离开关的运行和操作中，易发生接点和触头过热电动操作失灵，合闸不到位等一刹那情况。对此，要求运行人员能正确的分析，判断及处理。

总结：

（1）隔离开关电动操作失灵首先检查操作有无差错，然后检查电源回路是否完好熔断器是否熔断或松动，电气闭锁回路是否正常。（2）隔离开关触头，接点过热，需立即申请调度或减小负荷；严重过热时，应转移负荷。然后停电处理。

（3）隔离开关合闸不到位，多数是机构锈蚀、卡涩、检调试为调好等原因引起的。发生这种情况，可拉开隔离开关后再次合闸，当电动不到位时，可手动合闸。必要时，应申请停电处理。

（4）隔离开关触头熔焊变形，绝缘子破裂和严重放电；遇有上述情况应立即申请停电处理，在停电处理前应加强监视。

六、项目：机组轴承甩油量增大的原因分析 处理过程：

机组在正常运行时，机组轴承冷却油应保持一定量得进油量与回油量，形成正常的平衡位置。假如冷却油从轴承甩出，我们就应做进一步分析原因及处理。

总结：

轴承产生甩油的原因：

（1）热油温度过高，油槽上部产生油雾使油面压力增大，油雾便从油槽盖板密封处逸出。

（2）机组在运行时控油管内下侧形成低压与油糟上部之间的压强作用下，油雾沿着主轴与挡油管的环腔向下逸出

总结：将外循环油放大加速油放走，在慢慢根据油面加入冷油。

七、项目：充油式电压互感器的故障处理 过程：

充电式电压互感器有下列故障现象之一者，应立即处理（1）电压互感器高压侧熔断器连续熔断二、三次者；（2）电压互感器发热过高；

（3）电压互感器内部有劈啪声和其他噪声；

（4）电压互感器内部或引出口处有严重喷油、漏油现象

（5）从电压互感器内部发出焦臭即冒烟

（6）线圈与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电，互感器本体有单相接地。

总结：

在处理时，如系双母线系统应用母线断路器断开故障电压互感器。如系其他电路中的电压互感器，当用隔里开关切断时，应在隔离开关三相之间或其他电气设备之间有足够的安全距离，以及有一定容量的限流电阻的条件下方能进行。以免在断开隔离开关时产生电弧而造成设备和人身事故。

八、项目：变压器台停送电危险点及其控制措施 过程：

变压器台停送电危险点有：（1）高、低压感应电伤人；（2）物体打击伤人；（3）弧光短路伤人； 总结：

1、感应伤人的控制措施：（1）要严格执行倒闸操作票；

（2）操作应两人进行，一人操作，一人监护，不得站在断路器，隔离开关垂直下方；

（3）应使用合格的绝缘杆，雨天操作应使用有防雨罩的绝缘杆；（4）摘挂跌落式熔断器应使用合格的绝缘棒，其他人员不得触及设备；

（5）应先拉开二次负荷开关再拉开跌开式开关；（6）更换高、低压熔丝必须在地面进行，雷电时严禁进行变压器台更换熔丝工作。

2、物体打击伤人的控制措施：操作人员应戴好安全帽

3、弧光短路伤人的控制措施：

（1）变压器台风大，拉开跌落式开关时，应先拉中相次拉下风相，后拉上风相，合上时先合上风相，次合下风相，后合中相

（2）拉合跌落式开关时，要站好位置，对准方向，用力适中，果断操作。

九、项目：机组轴承温度不正常上升的原因分析 过程：

发电机组在正常运行时，其轴承温度会跟随负荷多少，天气情况，冷却系统等的变化而改变，但其会在一个正常范围内变化，突然改变则要查因。

总结：

机组轴承温度突然不正常上升的原因：（1）冷却水中断或减小，打捞漂浮物；（2）轴承油位低，增大供油量；

（3）轴承冷却器漏油或进水，更换损坏件，更换冷却油；

（4）温度表损坏，更换。

十、项目：发电机突然有节奏的不正常鸣响的判断分析 过程： 判断为震荡的条件：

（1）发电机转子励磁电流下降，定子电流升高；（2）有功功率的指针在摆动；

（3）发电机发出鸣声，其鸣声的变化与仪表指针摆动的频率相对应。

总结：

应尽快增加发电机的励磁电流来创造回复周期的条件，还应适当调低负荷，以帮助尽快回复周期，在无法恢复同步时，只能将发电机与系统解列。

十一、项目：机组过速现象的分析 过程：

机组过速现象有：（1）机组发出超速声；（2）机组重负荷频率升高 总结：

应关小导水叶开度，11%为一级过速，保护装置动作发信号，14%为二级过速，保护动作关闭机组，值班员应设法关闭导水叶（或喷针）机构，以减小水轮机原动能或者降低进水压力。

十二、项目：气体保护动作（瓦斯保护）过程：

气体保护动作的原因可能是：变压器内有轻微程度的故障，产生微弱的气体；空气侵入了变压器内。油位降低；二次回路故障（如发生直流系统两点接地等）引起误动作。

总结：

气体保护信号出现后，运行人员应立即对变压器进行外部检查。首先,应检查油枕中的油位和油色，气体继电器中有无气体，气体量与颜色等；然后，检查变压器本体及强油循环系统中是否有漏油现象；同时，查看变压器的负荷，温度和声音的变化，经外部检查，为发现任何异常现象时，报告修理人员，并吸取变压器的瓦斯气体，查明气体的性质，必要时要取其油样进行化验以共同判明故障的性质。

十三、项目：油开关拒绝跳闸的故障分析 过程：

油开关拒绝跳闸的原因有：（1）操作回路断线或熔断器熔断；（2）失去操作电源或电压不足；（3）传动机构失灵；（4）辅助接点接触不良； 总结：

在操作室操作油开关，实行远程操作。设同期点的油开关，必须先进行同期操作或检查。操作时，应注意油开关位置指示灯-红、绿灯指示之正确性。油开关拒绝跳闸，应手动跳开油开关。找修理工查明原因，消除故障，为下次合闸做好准备。操作完毕后，应巡视检查。由于，隔离开关不能带负荷操作。为此，应与油开关操作配合，即合油开关前，应先合隔离开关，油开关跳闸后，才能拉开隔离开关。

十四、项目：调速器油泵不打油 过程：

如果调速器在运行中油泵不打油；首先，将调速器由自动切为手动检查厂用电和油泵电机的三相电源是否正常，检查继电器是否卡死，找修理工，汇报领导。总结：

在运行中我们要认证检查调速器油气比是否正常，调速器油泵电机是否有发热现象，是否有异味。厂用电三相电源是否正常，不要等到油压到16kg以下才处理，及时发现情况及时处理。

十五、项目：运行巡视电气设备危险点的分析 过程：

雷雨天气，大雾天气，夜间，大风天气，高温天气的危险点及控制措施。

总结： 1雷雨天气

（1）避雷针落雷，反击伤人；应穿试验合格的绝缘装备远离避雷针5米；

（2）避雷器爆炸伤人；应带好安全帽，不得靠近避雷器检查动作值。

（3）室外端子箱，瓦斯继电器进雨水；端子箱机构箱关关紧，瓦斯防雨罩完好。

2、雾天

（1）突发性设备污闪（雾闪）接地伤人；应穿绝缘鞋巡视。

（2）空气绝缘水平降低，易发生放电；在室外，不知措施或巡视时，严禁扬手；

（3）能见度低误入费安全区域内；巡视时要谨慎小心，认清位置。

3、夜间

（1）夜间能见度低易伤人；电筒照明电源合格，路灯完好，两人同时进行，相互关照。

（2）巡视路线不平整，易摔跤；认真检查，无窜动，保证行走安全。

4、大风天气

（1）外物短路；认真巡视，对外物及时处理；（2）准备防雨帽；

5、高温天气

（1）充油设备油位过高，内压增大，造成喷油严重渗油；认真监视油位变化，必要时请求停电调整油位。

（2）液压机构油压异常时，开关不能安全可靠动作；监视不超过极限压力，人工安全泄压，及时更换密封圈，建立专用记录进行监视分析。

十六、项目：机组轴承（导轴承）故障分析 过程：

导轴承主要承受主轴传来的径向力，其作用主要是限位，防止机组在运行时产生旋轴摆动，承受主轴传来的径向负荷。其主要由轴颈，轴瓦，托板，调整螺钉，轴承体，油槽，轴承盖板，冷却器，挡油管，观察窗，油槽密封，油颈密封等部件组成。

总结：

导轴承主要故障：

（1）轴颈与轴瓦间隙增大，转子机械不平衡转子电气不平衡；制造缺陷，支座振动增加，机组支座上的交变力、螺纹或垫削弱或挤压。间隙增大会导致主轴摆动增加，油膜破坏，摩擦面接触，瓦温升高瓦磨损面熔化损坏。

（2）轴承结构缺油循环不良；（3）轴颈与轴瓦间的润滑油流量过大过小；（4）发电机转子间隙产生不均匀；

（5）轴承电流绝缘被导电的沉积物覆盖，绝缘机械性破坏，检温计外层金属线接地导致电流通过轴承摩擦部分，引起轴承摩擦表面的电腐蚀损坏使瓦面上出现磨痕，轴瓦钨金的表面熔化

（6）其他：润滑油标号不符，润滑油变质，刮瓦质量差，冷却器部分受堵，冷却器容量不够。

十七、项目：高油压数字阀式可编程调速器关于耗油量过大的处理方法

总结：

可按顺序排查并采取相应解决措施（1）管路连接有松动产生泄露；（2）蓄能器内氮气不足；（3）安全阀调值不正确；（4）油泵出口单向阀密封不良；（5）截止阀泄露；

（6）液压缺串腔另外，若油口混入空气，将引起液压缸动作迟缓，反应滞后处理方法是反复操作液压缸往复全行程排除空气即可。

十九、项目：GYT-600K型高油压数字阀式可编程调速器的正常运行

过程：

GYT-600K型调速器为单电机，油泵加手动泵，一个蓄能器运行方式有：手动运行包括手动停开机手动增减负荷及手动带负荷运行。自动运行以及手动、自动工况的相应切换以及事故停机。

总结：

调速器采用220V供电，电交流、直流互为备用，一种电源消失不会影响调速器的正常运行。但如果厂用直流消失，调速器将不能进行紧急停机（现在用直流供电）调速器处于手动状态时，手动指示灯亮；调速器处于自动状态时自动指示灯亮。手动和自动可以相互随时无条件的进行切换。一般自动运行在操作时特别要注意检查在自动还是手动运行。带压负荷用手动给减，给增开关进行操作运行时如果想切换画面进行超标是只需轻轻触摸屏幕任意位置，屏幕自动显示。

二十、项目：主变冷却风扇的运行分析 总结：

风扇平时在自动运行，如果温度升高，风扇不运行。风扇是靠电接点温度计启动，电接点温度计频繁启动，触电易老化，所以要将自动运行切换为手动运行。

冷却风扇在运行中应注意事项：

（1）检查信号继电器，中间断路器等是否良好；（2）检查三相电源是否有缺相现象；（3）检查风扇启动运行时是否有异常响声；（4）手自动切换是在故障是切换

二十一、项目：隔离刀闸操作基本要求的分析 总结：

严禁隔离刀闸带负荷操作，操作是要与断路器配合，三相联动的隔离刀闸，开合应同时进行，且3相差距不应大于3mm，三相单联刀闸的操作（拉开开关时，应先拉开中间相，在拉开其他两相，合上开关时，先合上左右两相，再合上中间相。隔离刀闸操作时要按原则进行，合上开关时，开始要慢，快接近时迅速合上，防止发生弧光，如已产生弧光，应迅速合上禁止再往回拉，终了时要慢，遵循慢-快-慢原则。拉时应慢且谨慎，当动静触头刚离开时，发生弧光应立即合上，重新检查断路器是否已真正断开，如果是切断小负荷电流（电压互感器、空载、用变等）设备室将会有电弧产生，这就应该迅速将隔离开关拉断开，当终了时要慢，防止回转时过程。

二十二、项目：联络开关并网运行分析 总结：

并网必须满足电压相等、相位相同、相序一致、频率相等，当这些条件都满足时，操作者只有在相角差最小时才能操作。

过程：

发电机的同步并列，应满足电压相同，频率相同，相位相同三个条件。如果由于个人操作不当，发电机就会非同期并列，并列合闸瞬间将产生巨大的电流冲击，是机组发生强烈的振动发出鸣音，发电机本体由于冲击力矩的作用而发出“吼”的声音，定子电流表、电压表摆动。

总结：

发电机非同期并列时，危害很大，它对发电机及其变压器断路器等电气设备破坏极大，严重时会将发电机绕组烧坏。发电机非同期并列时，我们应根据事故现象进行迅速而正确地处理。并列后，若机组产生很大的冲击或引起强烈的振动电流，电压表摆动剧烈而且不衰减。应立即断开机组开关和灭磁开关停机，待转动停止后，测量定子绕组绝缘电阻，确无问题后方可再次启动机组。

二十三、项目：混流式水轮机导叶剪断的运行分析 过程：

对导叶剪断做了一下几点分析（1）剪断销剪断一般原因（2）剪断销的作用

（3）导叶剪断销剪断出现的状况和处理过程 总结：

运行中发现剪断销剪断时，中控水机、故障信号灯亮，警铃响上位机剪断光字牌亮，机组振动摆度增大。运行人员首先检查剪断销剪断数目，调速器切手动调整机组负荷。使机组脱离振动区联系检修处理。