小水电检查总结

第一篇：小水电检查总结

天峨县农村水电站安全生产检查工作总结

根据桂水电〔2007〕11号、河水电[2007]3号文的要求，我县于4月27日会同县水利电业有限公司、县安监局开展了全县农村水电站安全生产大检查。现将情况汇报如下：

一、基本情况

我县目前有地方农村水电站6座，其中上网有5座，有三座是县水利电业有限公司直管，另有一座电站属“四无”电站。

二、存在的问题

通过检查发现存在以下几点问题：

1、电力公司管辖的电站：（全部上网）

(1)峨里水电站：装机3×200KW，坝体1#机组放水口附近有漏水。(2)么谷岩电站：装机2×200KW，渠道经常有塌坊现象。(3)六排洞口电站：装机1×125KW，未发现大问题。

2、更新水电站，装机1×125KW，上网。渠道多年未清理出力不够，坝上活动闸存在不安全隐患，洪水期操作不灵活，整体结构强度不够。

3、高楼山水电站，装机1×125KW，自发自用，未发现大问题（低坝坝后式电站）。

4、玉里水电站：装机630+400KW，上网。未经验收、未建立管理制度即投入发电运行，属“四无”电站，检查发现厂内线路比较零乱，低压线路架设无瓷瓶，于2006年11月29日下文送达该电站有关负责人要求完善有关手续及进行相关整改。

三、采取的具体措施

（一）电站防汛责任落实情况

1、组织机构：各电站站长担任本站防汛指挥工作的指挥长，对该项工作负全责。成员由各电站职工组成。

2、防汛预案：落实电站汛期24小时值班制度，正常情况下每小时观测水位一次，非常时期每半小时甚至更短的时间对水位进行观测，并向领导汇报，一旦发生险情，电站所有职工必需在第一时间内赶到抢险现场，参加抢险。

（二）公司所属电站都按区公司安全生产达标要求建立了相应的安全监督机制和责任追究制度。在生产过程，有相应的安全生产制度和安全措施作为保障。安全警示基本齐全。

（三）目前无在建小水电站。

（四）电站由于是与大电网相连，停供电都服从调度，严格按规程执行，无乱停乱供现象。

（五）对检查过程中发现的隐患已作了及时的整改。但由于电站老化，或许还有一些隐患存在，我们会时刻关注着。

二00七年五月二十日

第二篇：小水电管理办法

小水电管理办法 第一章

总 则

第一条 为规范各并网小水电站的管理, 严格执行相关法律法规和电力行业标准，确保道真自治县地方电网的安全、可靠、稳定和经济运行，确保电网电能质量合格，从而更好地履行社会责任。根据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国合同法》、《电力供应与使用条例》、《中华人民共和国电网调度管理条例》、《中国南方电网有限责任公司电网调度管理条例》、《中华人民共和国可再生能源法》、“贵州省电力工业局[黔电农通字（1993）第415号]文件”和贵州电网公司上网电量有关规定，结合我县电网实际，制定本办法。

第二条 本办法适用于并入道真自治县地方电网运行的各小水电站（以下简称“并网小水电站”）。

第三条 按照“统一调度,分级管理”的电网调度管理原则,所有并网小水电都必须服从道真自治县电力公司调度中心（以下简称“调度中心”）的统一调度和指挥。

第四条

调度中心应坚持“公平、公正、公开”的调度管理原则，做到依法、经济、科学、合理调度,实现“保人身、保电网、保民生”的目标，并自觉接受电力监管机构、并网小水电站及社会各界的监督。第二章

电网管理部门职责

第五条 道真自治县电力公司（以下简称“电力公司”）市场营销部为并网小水电站的归口管理部门，负责购售电（合同）协议的签订、计量装置的安装、移动、更换、校验、拆除、加封、启封及上、下网电量电费的结算、监督检查及相关考核工作。

第六条 调度中心是并网小水电站的调度管理部门，负责“并网调度协议”的签订并监督实施、发电电量计划审定、负荷调整等工作，全面行使电网调度指挥权，有权依法限制不具备上网条件、管理不善、不服从调度指令或存在威胁电网安全运行的小水电站并网运行。第三章

并网管理

第七条 并网小水电站必须符合国家产业政策,且不得从事电力供应与电能经销业务。第八条 并网小水电站每年必须与道真电力公司市场营销部（以下简称“市场营销部”）签订购售电合同（协议）。购售电合同（协议）应同时具备下列条款：

1、并网方式；

2、计量方式；

3、上网电量；

4、力率考核；

5、上网电价；

6、产权划分及供电设施维护管理责任；

7、电量抄算与付费要求；

8、违约责任；

9、协议有效期；

10、协议纠纷的处理；

11、协议未尽事宜。

第九条 并网小水电站每年必须与调度中心签订“并网调度协议”，并网调度协议应同时具备下列条款：

1、并网方式、电能质量和发电时间；

2、并网发电容量、年发电利用小时和年上网电量；

3、调度方式、通讯联络方式；

4、产权划分与维护管理责任；

5、安全供用电措施(含联锁方式、继电保护整定调试计划、停电检修和事故处理)；

6、协议的有效期；

7、违约责任；

8、双方认为必须规定的其他事宜。

第十条 并网小水电站的计量装置原则上安装在产权分界处，采取高压计量方式计量。第十一条 电力公司用电检查人员应定期或不定期检查并网小水电站的并网联锁装置，确保操作灵敏可靠，严防电网失电时并网小水电站向电网倒送电事故发生。第十二条 严禁并网小水电站未经调度中心许可而擅自并网发电。

第十三条 小水电站正式并网前应取得电力监管机构颁发的“发电许可证”。

第十四条 小水电站并网运行应同时满足下列基本条件，否则不能并网运行：

1、继电保护装置种类齐全（即同时具有过电流、过电压、低电压保护装置），每年定期校验检定一次，继电器动作整定值应符合《继电器运行规程》的要求，且动作可靠（不发生 “拒动”或“误动”）；

2、并网断路器性能完好、动作可靠，并定期进行了油（气）试验，其技术指标符合规程规范要求；

3、具有不少于两套调度专用通讯装置（不包括手机）并随时保持通讯畅通，建立调度电话专用记录并保存完好；

4、备有数量足够且质量合格的安全工（器）具和消防器材，实行定置管理、定期检验并能正确使用；

5、不存在威胁电网安全运行的隐患。第四章

调度管理

第十五条

调度中心应根据小水电站的特性、水文及负荷情况合理安排电网运行方式，以提高并网小水电站的发电负荷率。

第十六条 对梯级小水电站的调度运行,调度中心应以梯级综合利用效益最佳为准则,根据各水库所处位置和特性,正确掌握各水库蓄（放）水秩序。

第十七条 并网小水电站应按照调度中心下达的日发电有功

负荷曲线安排发电。对单机容量为10MW及以上的小水电站,允许总有功曲线偏差不超过±10%;对单机容量为10MW以下的小水电站,允许总有功曲线偏差不超过±15%。调度中心有权对并网小水电站的有功发电曲线实行偏差考核(调度中心同意曲线调整的除外)。

第十八条 当预计入库流量有较大变化时,并网小水电站应提前向调度中心报告,以便及时调整负荷,提高水库的水能利用率。

第五章

运行检修管理

第十九条 并网小水电站应严格遵守电网调度纪律,执行调度中心发布的调度指令。

第二十条 并网小水电站应根据电网需要,积极参加系统调频、调压和调峰,。

第二十一条 并网小水电站应根据电网主设备检修计划安排,做到“应修必修,修必修好”,将检修计划与技改、基建等工作有机结合安排检修。并提前1月向调度中心报“停役申请”，避免同一线路重复停电。

第二十二条

并网小水电站应严格按照调度中心编制的电网主设备、月度检修计划,做好设备检修的前期工作,确保检修按时完工,无特殊情况双方不得随意更改。

第二十三条

并网小水电站对涉及机组全停的检修工作或配合工作,应提前落实站用电的供电措施,必要时向调度中心申请批准。

第二十四条

调度中心原则上不批准并网小水电站在丰水期计划检修,以提高并网小水电站的运行效率。

第二十五条

并网小水电站负责并网线路的巡视、维护、检修及砍青，因维护不当导致电网10KV线路线损增大的，从小水电站当月电量结算中予以考核。第六章

安全管理

第二十六条

调度中心应定期通报并网小水电站的运行及运行考核情况，协调解决电网的安全稳定运行，设备检修等问题。

第二十七条 并网小水电站应对按照安全生产管理规定，定期开展安全大检查及安全专项检查。对电力公司安全监督部（以下简称“安监部”）检查发现的问题要限期整改。第二十八条 并网小水电站必须严格执行调度中心制订的保电方案,并提前24小时向调度中心汇报落实情况。

第二十九条 并网小水电站必须认真执行涉及电网安全运行的各项反事故措施和反事故演习，并及时汇报调度中心备案。

第三十条 并网小水电站应根据电网黑起动方案的要求编制或修订电站配合方案,并报调度中心备案。落实黑启动的各项安全措施,每年至少开展一次全站黑启动方案演习,同时进行机组黑启动能力试验。第七章

无功管理

第三十一条 并网小水电站无功（力率）考核，严格按照贵州省电力局《关于我省小水电站（网）与贵州电网并网运行的管理办法的通知》（黔电农通字（1993）第415号）文件规定执行。即：

大小电网并网点（一般指产权分界点）的力率按0.8考核，在并网点应装设两套带逆止装置的正、反方向的有功、无功电度表（上网计量表应装分时计量装置）。电网高峰时，如果小水电按高于0.8的功率因数运行其吸收电网的无功电量大网除应按价收费外，同时需按0.8的功率因数进行折算，抢发有功电量，大网不予付费，小水电按低于0.8的功率因数运行，其多送电网的无功电量则由大电网按价付费。电网低谷时，由于系统电压高，如果小水电按低于0.8的功率因数运行，其多送的无功电量应倒收无功电费；无功电量按力率0.8考核后，计价的无功电量电价统一按每千瓦时0.02元计费。

第三十二条

并网小水电站应根据购售电合同的要求向电网提供合适的有功和无功功率，以保证电网电能质量符合行业标准。严禁在同一时段内只发有功功率或只发无功功率以实现月度力率考核指标。对调度自动化未能覆盖的小水电站，调度中心可以根据各10kV馈线的无功情况，由供电所代表电力公司进行抽查，由小水电站值班人员签字后汇报调度中心和市场营销部。

第三十三条

并网小水电站因执行调度令，致使无法完成购售电合同规定的功率因素指标，可根据执行调度令的时间和时段，对此项指标不予考核或作相应调整。

第三十四条

市场营销部配合调度中心每月对并网小水电站按照第三十一条和第三十三条的规定兑现力率考核。

第三十五条 对小水电站进行力率电费考核时，功率因数计算一般按照在一个结算周期内无功电量与有功电量进行确定；经抽查不符合规定的，则按随机抽查半小时内发电机组的实际功率因数作为当月的功率因数考核依据。第八章

事故责任

第三十六条

以下原因导致的电网事故由电力公司全部承担：

1、误调度并网小水电站而导致的电网事故；

2、经检查发现并网小水电站的安全隐患未经整改而许可其继续并网运行导致的电网事故。第三十七条

以下原因导致的电网事故由并网小水电站全部承担：

1、并网小水电站设备配置不完善、性能不可靠以及设备缺陷（如继电保护“拒动”或“误动”）导致的电网事故；

2、并网小水电站不服从调度指令或执行调度指令不及时导致的电网事故或由此使电网事故扩大而导致的次生电网事故；

3、并网小水电站与调度失去通讯联系导致的电网事故及由此使电网事故扩大而导致的次生电网事故；

4、并网小水电站误操作导致的电网事故。

5、并网小水电站未经调度许可向电网倒送电导致的电网事故。第九章

附 则

第三十八条 本办法自正式行文下发之日起执行。

第三篇：黑龙江省小水电管理办法

【发布单位】80803

【发布文号】黑龙江省水利厅令第1号 【发布日期】1989-04-10 【生效日期】1989-04-10 【失效日期】 【所属类别】地方法规 【文件来源】中国法院网

黑龙江省小水电管理办法

（1989年4月10日黑龙江省水利厅令第一号）

第一条 第一条 为了充分利用水能资源，搞好小水电开发建设和管理，根据国家有关规定，结合我省实际，制定本办法。

第二条 第二条 本办法适用于我省单机六千千瓦以下，总装机二万五千千瓦以下的小水电站，以及地方兴建和管理的其他水电站。

第三条 第三条 小水电开发建设和管理，应贯彻执行“以电养电”政策和“自建、自管、自用”、“多渠道集资、多层次办电”的方针。

第四条 第四条 县级以上（含县级，下同）人民政府的水利部门是小水电主管部门，负责小水电资源开发利用、建设和管理等工作。

县以上人民政府可根据小水电开发建设和管理任务，建立健全小水电管理机构。

第五条 第五条 小水电建设按基本建设程序进行。总装机五百千瓦（含五百千瓦，下同）以上的小水电工程设计任务书由省小水电主管部门审批，报省计划部门审定后，纳入省基本建设计划和物资分配计划；总装机五百千瓦以下的，由市（地）、县小水电主管部门审批，报市（地）、县计划部门审定后，纳入市（地）、县基本建设计划和物资分配计划。未经批准的项目不准列入计划，不准施工。

第六条 第六条 凡竣工的小水电站应由主管部门组织有关部门联合进行验收。未经验收或验收不合格的工程不准交付使用。

第七条 第七条 全民所有制小水电站如需报废、拆除或迁移的，应经省小水电主管部门批准；集体所有制小水电站如需报废、拆除或迁移的，应经县小水电主管部门批准，报省小水电主管部门备案。

第八条 第八条 凡有条件与大电网联网的小水电站，大电网应创造条件组织联网。由小水电站提出联网要求，经当地水利、电力部门协商，报上级电力部门批准，并签定协议，共同遵守。并网运行的小水电站应保证电能质量。季节性发供电的小水电在停发或少发电期间，大电网应按计划分配的电量返供。只发不供的小水电站实行出口计量。

第九条 第九条 小水电站管理维修所需要的钢材、木材、水泥等材料，按隶属关系申请分配和供应，由省、市（地）、县计划、物资部门在计划中进行安排。

第十条 第十条 装机五百千瓦以上的小水电站的生产计划，由省小水电主管部门下达；装机五百千瓦以下的水小电站的生产计划由市（地）、县小水电主管部门下达。各级小水电主管部门应按照下达的生产计划和技术经济计划指标，对各小水电站进行考核和评定完成计划情况。

第十一条 第十一条 全民所有制小水电站生产管理职能机构和编制，根据《水利工程管理单位编制定员标准》有关规定，经主管部门审核后，报送当地编委、财政、劳动部门批准，下达机构编制和劳动工资计划指标；属乡（镇）、村集体经营的，由乡（镇）、村批准并报县（市）小水电主管部门备案。新建小水电站的职能机构和编制，在审批计划任务书时一并审定。

第十二条 第十二条 小水电站职工的工资标准、生活福利、劳动保护和职工转正升级，均按国家电力工业有关规定执行。合同工、临时工按劳动部门有关规定执行。

第十三条 第十三条 小水电站的发电和供电收入，列入地方财政预算外资金管理，可逐年结转，继续使用。

小水电站应编制财务预算、决算，并报主管部门和同级财政部门审核批准后执行。

第十四条 第十四条 凡使用期限超过一年，单位价值五百元以上的水工建筑物、发电设备、输变电工程、仪表、车辆、房屋等均属于固定资产。固定资产必须按原值进行登记造册，建立保管、使用、保修、维修、定期盘点制度。凡投产的小水电站必须按年综合折旧率3％提取固定资产折旧，按1．2％提取大修理费，并计入生产成本。提取固定资产折旧费应设专户存入当地银行。使用时，由小水电站制定计划，报上级主管部门批准后使用。此项资金不得用于经常性维修和其他开支。有贷款的小水电站所提取的折旧费应首先归还贷款。

第十五条 第十五条 小水电的电费任何部门和单位不得截留、平调、拖欠或挪用。

欠贷款的小水电站，在保证正常生产的前提下，应与银行共同商定还款计划，保证逐年偿还贷款。银行也应做好电站正常生产所需资金供应工作。

第十六条 第十六条 凡已投产总装机五百千瓦以上全民所有制小水电站，其发电和供电收入除去生产成本和按计划归还贷款外，利润部分50％上交，做为“以电养电”资金；50％留给电站做为各项基金。上交的部分由当地财政部门按季收缴，上交省财政部门，列预算外资金管理，用于小水电事业。使用时由省小水电主管部门提出意见，经省财政部门平衡后，由省小水电主管部门下达。

集体所有制小水电站，按国家投资比例确定利润上交比例。

第十七条 第十七条 凡已投产的全民所有制小水电站，总装机二百千瓦及以上的集体所有制小水电站，均应从售电总收入中逐月向省小水电主管部门缴纳2％的管理费，列预算外资金管理。此项经费主要用于各级小水电主管部门日常经费开支及组织人员培训、经验交流、新技术推广、前期工作等。其他部门不得以任何理由再向小水电站征收管理费。

第十八条 第十八条 小水电站的免税，仍按省财政厅黑财税（85）3号文《关于对小水电免税的通知》规定执行。

第十九条 第十九条 小水电的电量属于计划外电量，可参与市场调节，电价应根据小水电生产特点及成本确定。上国家大电网电价按省有关规定执行；与地方电网并网的小水电，其供电区的不上网电价由当地物价部门、小水电主管部门、计划部门商定。

第二十条 第二十条 对小水电开发建设和管理工作做出显著成绩的单位和个人，由小水电主管部门给予奖励。

第二十一条 第二十一条 对违反本办法有关规定破坏小水电工程设施和发、供电设备，造成损失的单位和个人，小水电主管部门有权根据国家有关规定进行处罚；构成犯罪的，由司法机关依法追究刑事责任。

第二十二条 第二十二条 本办法由省水利厅负责解释。

第二十三条 第二十三条 本办法自发布之日起施行。

本内容来源于政府官方网站，如需引用，请以正式文件为准。

第四篇：小水电运行操作规程

运

行

操

作

规

程

运行操作规程

第一章

总则

第一条

为保证电站安全、经济运行，加强电站的运行管理，制定本规程。

第二条

公司生产管理人员、工程技术人员、电站站长、电站运行值班人员及维护检修人员应熟悉本规程并认真执行本规程。

第二章

基本技术要求和运行方式

第一节

基本技术要求

第三条

技术参数

1号水轮机:

型号

最高水头

流量

水头范围

流量范围

额定功率

转速

飞逸转速

生产日期

编号2、3号水轮机:

型号

最高水头

流量

水头范围

流量范围

额定功率

转速

飞逸转速

生产日期

编号

1—3号发电机:

型

号：

容

量:

功

率:

功

率

因

数:

电

压:

绕

组

接

法:

电

流:

相

数:

频

率:

外

壳

防

护:

转

速:

励

磁

电

压:

飞

逸

转

速:

励

磁

电

流:

定子绕组绝缘:

励磁绕组绝缘:

主变压器:

型

号:

联

结

组

标

号:

相

数:

频

率:

冷

却

方

式:

绝

缘

水

平

LI:

总

重:

油

重:

使用方式:

额

定

容

量

分

接

开

关

高

压

低

压

阻抗电压

KVA

位

置

V

A

V

A

%

Ⅰ

Ⅱ

第四条

励磁电流、励磁电压

铭牌上的励磁电流、励磁电压是发电机在额定出力下运行时，发电机转子磁场绕组所需的最大值。励磁电流、电压的大小，是允许随负载与功率因数的变化的，但最高值不得超过铭牌规定的额定值。如减小励磁电流、电压时，则应监视功率因数变化情况，防止发电机进相（即功率因数超前）运行。

第五条

电压

铭牌上的额定电压，是发电机在规定的各项

技术数据下运行时连续工作的最高电压。它是供电质量标准之一，电压高了会使发电机转子线圈、定子铁芯的温度升高，相反电压低了，不仅降低机组运行稳定，在并列运行时往往还可能引起脱步。发电机运行电压允许变动范围在额定电压的±

5%，而功率在额定值时，其容量不变。发电机连续运行电压的最大允许变动范围不得超过额定值的±10%

第六条

频率

频率也叫周波，它是在单位时(s)

内，发电机感应电势的方向及大小变化的次数。发电机的周波为50Hz。运行中发电机频率不能过高，也不能过低，否则都会对用户和机组本身带来不利，过低，造成发电机冷却条件变差；过高了影响转子机械性能，如不及时调整并会产生飞车等事故。水轮发电机频率最大允许变动范围不得超过±0.5HZ（49.5——50.5HZ），在事故状态下，变动范围在短时期内，可允许适当增减。

第七条

功率因数

功率因数亦称力率，是发电机有功功率与视在功率的比值。

功率因数高，表示发电机有功分量大，反之，有功分量小。发电机功率因数为0.8(滞后)

。功率因数在0.8——1.0范围内运行，可以保证发电机的额定出力，一般应在滞后0.85运行为宜，不得超过0.95。

第八条

电流

铭牌上的额定电流是指发电机在规定的各技术数据下运行时，能允许连续工作的线电流。

发电机三相定子电流，一般应在额定值下运行，并能尽量保证三相电流基本对称，否则，将会使发电机的转子磁场失去平衡，造成严重振动。同时，还会引起发电机转子的发热。发电机运行时任意两相定子电流的平衡度不得超过额定值20%，但其中任何一相不得超过额定值，当负载电流显著低于额定值时，其两相电流之差略可提高，但是发电机的温度不得超过允许值。

第九条

功率（容量）

功率是指发电机在名牌规定的各技术参数下运行时，能连续发出的有功功率。发电机的功率与功率因数关系十分密切，发电机的功率在负载功率因数变动的情况下，允许相应变动，当运行系统的阻抗性负载占多数时，功率因数高于额定值，即COSφ>0。8，发电机的有功功率可以超过额定值，但是发电机的转子电流和三相定子电流均在许可范围内，发电机的温度也不能超过允可值。

第十条

温度

发电机温度主要指定子线圈、定子铁芯、转子和轴承温度，发电机运行的允许温度不得超出其绝缘等级所规定的耐热能力。

水轮发电机组各部元件温升（环境温度为40℃时）:

零

件

名

称

电阻法测量℃

温度计法测量℃

B

级

绝

缘

B

级

绝

缘

发电机定子线圈

与绕组接触的铁芯及其他部件

换向器和集电环

不与绕组接触的铁芯和其他部件

不应足以达到使任何相近绝缘或其他材料有损坏危险的数值

滚动轴承

注：1

当环境温度超过40℃时，允许温升应减去超过值，超过10℃以上时，允许温升的降低值按制厂规定为准。

当环境温度低于40℃时，允许温升略可提高，其数值可等于降低值，但不得大于10℃。

第十一条

电刷

发电机在额定出力运行时，发电机滑环与励磁机的整流子上应无火花或只允许有小量火花，否则会严重烧坏整流子或滑环，并能造成励磁系统短路或接地，影响发电机正常运行，发电机电刷火花的允许范围参照下表：

发电机电刷火花等级表:

火花级别

火花性质

换相器和电刷情况

允许电围

无火花（暗换相）

换相器表面无黑色痕迹，电刷上无灼痕

正常运行时最为理想

1.25

电刷下面仅局部发生微弱的火花点

1.5

电刷下面大部分有微弱的火花发生

换相器表面有黑色灼痕，但易用酒精、汽油擦去，电刷上有灼痕

允许在额定负荷下运行

电刷整个边缘下均有火花发生

换相器上有黑色痕迹，但不能用酒精、汽油擦去，电刷上有灼痕

在短时间的冲击负荷及短时间的过负荷时，才允许这样火花

电刷整个边缘发生相当大而且飞出的火花（环火）

换相器严重发黑，不能用酒精、汽油擦去，而且电刷有烧焦和损坏

发电机不能运行，立即查明原因，给以消除

第二节

水轮发电机组的运行方式

第十二条

额定情况的运行方式

水轮发电机组按照制造厂铭牌规定数据运行的方式称为额定运行方式，水轮发电机可在这种情况下长期连续运行。

转子电流的额定值，采用在额定功率因数和电压波动在额定值的±5%、频率变化在额定值±1%范围，能保证发电机额定出力时的电流值。

第十三条

电压、频率、功率因数变动时的运行方式

在下列情况下，发电机可按额定容量运行：

（1）

在额定转速及额定功率因数时，电压偏差不超过额定值±5%。

（2）

在额定电压时，频率偏差不超过其额定值的±1%。

（3）

在电压和频率同时偏差（两者分别不超过±5%和±1%）且均为正偏差时，两者偏差之和不超过6%；若电压和频率不同时为正偏差时，两者偏差的百分数绝对值和不超过5%

。当电压与频率偏差值超过上述规定值时应能连续运行，此时输出功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%为限。

发电机连续运行的最高允许电压应遵守制造厂规定，但最高不得大于额定值的110%

。发电机的最低运行电压应根据稳定运行的要求来确定，一般不应低于额定值的90%。

发电机在运行中功率因数变动时，应使其定子和转子电流不超过当时环境温度下所允许的数值。

允许用提高功率因数的方法把发电机的有功功率提高到额定视在功率运行，但应满足电网稳定要求。

第三章

运行操作

第一节

机组投入运行前的准备工作

第十四条

机组起动前的常规检查

电站周边环境的检查

（1）引水设施的各项条件处于正常状态；

（2）水工建筑物无开裂和明显的渗漏情况；

（3）压力前池水位符合设计要求（即运行水位必须保持在高于压力水管进口的淹没线2m以上）。

过流设施的检查

（1）清除前池进水口及栏污栅等处漂浮杂物；

（2）清除喷嘴弯管内的杂物；

（3）进水阀门操作灵活，阀门处于关闭位置；

（4）检查栏污栅及冲沙闸门有无松动、损坏；

（5）检查压力管道有无锈蚀、漏水，压力管道及其管道支墩设施正常；

（6）检查压力管道伸缩节螺栓有无松动，有无漏水；

（7）检查尾水流道畅通等。

机组各部检查

（1）检查水轮机外壳有无裂纹，螺栓有无松动；

（2）检查联轴器部件有无移动痕迹，是否同心；

（3）

检查各转动部份，手轮等是否轻便灵活，操作开闭喷针数次，检查喷针及折向器操作机构是否灵活，喷针的行程和拆向器折向位置是否正确，并将喷针处于关闭位置；

（4）机组转动部件附近应无杂物；

（5）

检查发电机内部及空气间隙是否有杂物或遗漏工具；

（6）检查集电环、换向器的炭刷弹簧压力、炭刷的长度（大于1/3）和接触面（大于70%）情况应符合规定，炭刷应无卡阻现象等；检查炭刷上压力（换向器上压力：0.22kg/cm2，集电环上压力:0.15—0.2kg/cm2，炭刷彼此间压力差不大于±10%）；炭刷上编织导线不能与机壳或不同极性的炭刷相碰；

（7）检查发电机线圈及各部分引出线接头有无松动、碰伤现象，各部螺栓是否紧固；

（8）转动发电机转子细听是否有异常摩擦和松动等不正常声音。

电气设备检查

（1）检查发电机、变压器、控制屏、厂房内外以及建筑物周围的清洁情况，消除影响安全的障碍物，安全设施应齐全；

（2）检查控制屏所有接线是否牢固；

（3）检查磁场变阻器是否放在最大位置；

（4）检查发电机出线和励磁连线是否正确、接头是否牢固、绝缘有无破损；

（5）检查发电机、变压器及各电气设备的接地线是否牢固和完好；

（6）检查操作回路电源开关投入，二次回路熔断器完好，继电保护已投入，各指示灯指示正确，各表计的指示与实际要求相符；

（7）检查隔离开关和空气断路器分合情况，确认空气断路器在断开位置然后合上隔离开关；

第十五条

机组起动前的准备工作

一切检查完好后，开启闸阀的旁通阀，进行充水试验并检查有无漏水，如有漏水应立即停止充水，进行检修排除，观察压力表，检查静水头是否降低。

第二节

机组正常开、停机和紧急停机操作

第十六条

机组正常开机(并列)

开启进水闸阀的旁通门，向弯管内充水，观察进水压力表使上升到额定值；

转动进水闸阀手轮，开启闸阀至全开位置;

拉起折向器,使之完全离开折向位置;

慢慢转动调速器手轮，开启喷针，启动机组；

启动后，低速运行30分钟(大修后,平时正常开机可缩短为5分钟),如运转正常，机组转速逐渐上升到额定转速,当机组转速接近额定转速时，值班员应对水轮机、发电机进行一次全面检查，仔细倾听发电机、水轮机运转声音是否正常，有无摩擦和振动。检查轴承温度、轴承振动、整流子和滑环上的电刷是否正常，一切正常，即可建压;

发电机建立电压后,调节磁场变阻器使机组电压与电网的电压接近,偏差不超过±5%;

观察电网的电压与频率大小,调整待并机电压和频率与电网的电压和频率接近,并列前值班员应做以下检查：

(1)

检查待并发电机三相电流表应无指示(均等于或接近零)。若有应迅速除去励磁或关闭导水机构，查找原因并进行处理;

(2)检查待并发电机三相电压应平衡。若三相电压不平衡，说明定子绕组有可能接地、断线等故障，应迅速将待并发电机电压降到零，停机检查处理。检查正常后，合上自动准同期装置同期按钮,自动淮同期装置将自动完成并网。机组并网后退出自动准同期装置(自动准同期装置带电时间不能大于15分钟);

发电机并入电网后,定子电流的增加速度不作限制,开机后即可带上负荷。

第十七条

机组并列后的负荷调整

发电机有功负荷的调整：

（1）

发电机有功负荷的调整，是通过手动操作调速器手轮控制进入水轮机的水流量来实现的，当要增加发电机有功负荷时，将调速器手轮向增加方向旋转；当需要减少发电机的有功负荷时，操作方向与增加相反；

（2）当机组在并列后或运行中，增加或减少有功负荷时，发电机定子电流也随着增减，功率因数也相应变化，因此在调节有功负荷时也应同时调整励磁电流（调整磁场变阻器阻值），避免机组进相运行和定子电流超过额定电流的情况下运行。

发电机无功负荷的调整：

（1）发电机无功负荷的调整，是利用改变磁场变阻器阻值的大小来实现；

（2）为保持发电机稳定运行，在调整无功负荷时应注意不使发电机进相运行，一般情况下，应保持发电机的无功负荷与有功负荷的比值为0.75:1左右；

（3）当几台发电机并列运行时，调整某一台发电机的无功负荷时，有可能引起其它机组的无功负荷的改变，这时应及时调整各机组的无功负荷，在合理的工况下运行。

发电机电压、负荷、功率因数超限时的调整。

当发电机电压、负荷、功率因数的数值超过现场规定值时，应设法进行调整。但在调整一个参数时，应防止其它参数超过允许值。如发电机电压过低，可以减小磁场变阻器阻值（增大励磁电流）来升高电压，但同时无功负荷和定子电流也会增加，这时应注意不可使发电机的定子电流和转子电流超过规定值。

在发电机的负荷调整中应注意有功、无功、功率因数、电压等各方面相互关联，调整时，同时调整其它量的值，使发电机在最佳工况下运行。

第十八条

机组正常停机(解列)

接到上级调度停机命令后,通知值班人员做好停机准备;

操作水轮机调速器手轮,减少水轮机进水量，使发电机有功负荷逐渐降到零;

操作励磁调节旋钮,减小励磁，卸去机组全部无功(如果不卸去无功,可能使机组过电压,击穿发电机绝缘、损坏发电机断路器触头；

此时发电机处于空转状态，不会向外输出功率。

按动分闸按钮,跳开空气断路器，将发电机与系统解列；

继续将磁场变阻器电阻调到最大值；

慢慢关闭调速器手轮至全关（关闭时间：10秒）；

当机组转速下降到额定转速的30%以下时，手动制动；

拉开母线隔离开关;

此时完成解列停机操作工作。

全面检查机组情况；

若停机时间较长时应静水关闭水轮机主阀门。放尽弯管内积水。

第十九条

紧急停机

当系统突然甩负荷（如线路故障、变电站开关跳闸等）,应紧急停机，紧急停机操作：

立即断开发电机出口断路器；

迅速将磁场变阻器阻值调到最大位置；

迅速将折向器倒至折向位置（折向时间:2.5秒）；

关闭调速器手轮至全关位置(关闭时间:10秒)；

拉开发电机隔离刀闸

全面检查机组设备情况，查明机组突然甩负荷的原因并做好事故记录。

第二十条

机组停机后的检查

为了使电站长期安全运行，停机后的检查是必不可少的，以便机组能下一次顺利起动，检查项目如下:

1进水口和压力钢管有无变化;

2水轮机各部及管路有无不正常漏水;

3填料密封和轴承壳是否有异常发热;

4发电机绕组、滑环与炭刷、发电机引出线端是否过热，接触是否良好;

5励磁装置的各接线头是否过热;

6电气一次回路上的设备(母线接头、开关触头、电缆接头等)是否过热和变色;

7变压器的油位和油色是否正常、有无过热及漏油现象等。

第三节

机组异常运行与事故处理

第二十一条

机组电气部分异常运行与事故处理

一

发电机异常运行和事故处理

发电机事故过负荷

（1）水轮发电机组正常运行时不允许过负荷，运行规程规定，事故情况下允许发电机可以在规定时间内过负荷运行。

发电机允许过负荷的范围和时间：

定子线圈短时过负荷电流/额定电流

1.1

1.12

1.15

1.25

1.5

持续时间（min）

注：发电机过负荷超出允许范围时，应按事故处理停机。

（2）当发电机电流超过允许值时，值班员应首先检查发电机的功率和电压，并注意定子电流超过允许值所经历的时间，首先用减少励磁的方法，降低定子电流的最大允可值。但不得使功率因数高于最大允许值，电压不得过低。若用减少励磁电流的方法不能达到降低定子电流目的，则只有采用降低发电机的有功负荷，使定子电流降到允许值。

发电机三相定子电流不平衡

（1）若发现发电机三相定子电流不平衡，并且超过额定值时，应立即调整负荷，查明是否因电流表或测量回路出故障造成，若非此原因，应在2min内降低负荷,使定子电流的不平衡度控制在10%以内,并且最大相定子电流不得超过发电机的额定电流。

(2)发电机处于定子电流不平衡情况下运行时,值班员应寻找或判别故障原因,如是否由于发电机及其回路中一相断线;是否由于断路器一相接触不良;送电线路是否非全相运行;系统单相负荷是否过大等。根据不同原因予以处理。

系统突然甩负荷引起发电机过电压

系统因某种原因突然甩负荷或由于变电站开关事故跳闸,使发电机转速突然升高和机组声音异常,导致发电机过电压。出现这种异常情况时,值班人员按紧急停机处理。停机后全面检查设备、查明原因,待系统恢复正常后，方可将发电机重新升压，并网发电。

发电机输出电压不正常

发电机起动建压时,若发现过电压或低电压，并且调节磁场电阻时，发电机电压无变化,可能是以下原因:

(1)

励磁系统连接线螺栓松动或接触不良;

(2)

电刷与滑环接触不良等。

发电机起动后升不起电压

发电机正常起动,转速达到额定值后,升不起电压。引起的原因:

(1)

主要原因是励磁系统故障引起

;

(2)

发电机转子剩磁太小，也会引起发电机残压过低而不能起励，使发电机升不起电压。

若是发电机剩磁不够引起,处理方法:可用6—12V干电池或蓄电池等直流电源接于接线板两极处(注意正、负极性)，短时向转子绕组通电助磁处理，充电时应注意将励磁电阻置于最大位置，以防电压上升过高损坏设备。

二

其他电气设备的异常和故障处理

仪表指示失常

发电机控制屏上的某一表计指示失常不一定就是发电机故障，也可能表计自身或测量回路的故障，应认真分析，查明原因，采取措施予以消除。如有功功率表和压力表同时摆动大时，应检查喷嘴室是否有杂物堵塞造成进水量变引起。

断路器故障

断路器故障主要有操动机构故障、断路器本身及控制回路故障。多次的分合闸后断路器操动机构的一些弹簧、连杆和转轴都会发生磨损，甚至卡死，使分合闸不能顺利进行，若操动机构出现卡死现象，可对机构的摩擦部分加注润滑油；若弹簧磨损更换弹簧；控制回路故障，根据控制回路的原理进行综合分析，进行维修。

电压互感器一、二次回路熔断器熔断或二次回路断线

电压互感器回路发生故障时，应从二次仪表反应的电压大小来分析，其现象是：

（1）

相应回路的三相电压不平衡；

（2）

有功、无功功率表指示降低；

（3）

频率指示不正常。

发生电压互感器一、二次回路熔断器熔断处理方法是：立即更换同容量的熔体，如熔断器三次连续熔断，则可能是回路中有短路事故，应停机处理。

电流互感器内部或外部回路断线

电流互感器回路故障时，反映电流值的仪表有明显的变化：

（1）

断线相电流表指示为零，有功、无功功率表指示降低；

（2）

严重时因过热而烧毁电流互感器；

（3）

禁此在运行中的电流互感器二次回路上工作。

电流互感器内部或外部回路断线的处理方法是停电处理。

第二十二条

水轮机常见故障的处理方法：

一

水轮机出力不足：

故

障

原

因

处

理

方

法

前池栏污栅阻塞

及时清除阻塞物

杂物、杂草流入进水弯管内

停机，从手孔门处排除

射流中心与转轮节园偏差太大

重新调整正确

喷针开度不够

重新调整开度达到最大开度要求

折向器未完全离开折向位置

调整协联杠杆螺帽，使折向器完全离开折向位置

二

水轮机工作时发生杂音和撞击振动现象：

故

障

原

固

处

理

方

法

轴承磨损，间隙过大

停机检修

轴承座等螺栓松动

仔细检查，及时紧固

飞轮联轴器与电机联轴器不同轴度严重超差

重新调整，使之达到技术要求

转动部份不平衡

矫正，使之平衡

折向器未完全离开折向位置

调整协联杠杆缧帽，达到要求

三

喷针关闭不严：

故

障

原

因

处

理

方

法

喷针与喷咀之间有杂物卡死

停机，排除杂物

喷针与喷咀剥蚀

更换或焊补修理

喷针杆弯曲

校正

四

轴承温升过高：

故

障

原

因

处

理

方

法

水轮机飞轮联轴器与发电机联轴器安装不同轴度超差

停机，重新校正，达到技术要求

轴承座松动或移位

停机，校正并紧固

润滑油过多或不足

减少或加够

润滑油不清洁或变质

更换新润滑油

五

轴承漏油：

障

故

原

因

处

理

方

法

轴承内油过多

减少润滑油，轴承所用油质不良（或密度不对等）

更换优质量（使用同规格油）

油垫封闭不严

更换封闭垫

第四节

水轮发电机组事故停机

第二十三条

在运行中发生重大设备事故或危及人身安全时，应作出紧急停机处理。

一

水轮发电机组工作异常

（1）轴承温度超过规定值：水轮机轴承温升超过55℃、发电机轴承温升超过55℃时应事故停机；

注:滚动轴承最高允许运行温度为:95℃

（2）发电机定子温度超过规定值：带额定负荷时温升不超过制造厂允许值（温度计法：温升60℃）；在不带全负荷运行时，温度一般在60--80℃之间，最高不超过105℃。当超过上述规定时应事故停机；

（3）发电机定子电流不对称：为防止发电机在严重不对称情况下运行，减少发电机的振动，规定发电机三相输出电流差不应超过额定值的20%，一旦出现任何一相定子电流超过额定值时，要立即调整使其工作在额定值下运行。如果三相输出电流之差很大，但末过到额定值的20%，,应立即汇报站长和调度部门，并做好停机准备，当达到额定值的20%以上，应立即事故停机；

（4）水轮发电机的异常现象：运行中的发电机，某些部件出现振动、摆度很大或发电机内部有金属摩擦、撞击声响，或发出微小异味，定子端部有明显的电晕现象，发电机不应继续运行，应紧急停机。

二

励磁系统的工作异常

励磁回路开路（发电机失磁运行）或励磁装置损坏：水轮发电机不允许失磁运行，发电机失磁时应立即停机处理；

换向器表面的火花过大：发电机整流子火花等级3级时应事故停机；

发电机励磁回路两点接地：当励磁回路两点接地造成励磁绕组短路，励磁电流表增大，励磁电压表减小，进入发电机电流减少，使发电机处于欠励状态，并使发电机出现进相运行，使发电机产生振动。应立即与系统解列，停机处理。

三

运行中的一、二次设备工作异常

发电机空气断器故障：当断路器因操动机构故障或内部结构损坏，直接影响到发电机的电能输出，并危及发电机的安全，立即停机；

电流互感器、电压互感器工作异常：电流互感器、电压互感器工作异常时，发电机的监测表计以及相应的保护装置将失去功能，严重危及发电机的安全运行。发电机应立即退出运行，停机处理；

发电机保护装置损坏：当发电机保护装置损坏，一旦发电机发生事故，就会危急发电机安全，应停机处理。

四

人身安全事故

当电站发生触电安全事故时，应立即停电或停机。

五

发电机电气火灾

发电机因各种原因使发电机出现火灾，应立即停机，进行处理。

第四章

运行中的监视、检查、维护

第一节

运行中监视和检查

第二十四条

设备运行中的监视和检查应严格按照《电业安全规程》《设备巡回检查制度》等的规定和要求，认真做好安全措施。检查中要精力集中，仔细观察，及时发现问题，以保证机组安全经济运行。

第二十五条

运行中的水轮发电机必须定期进行巡回检查监视（每小时一次）监视检查发电机运行工况，记录各种仪表指示，做好各种记录。

一

发电机各部监视和检查

发电机、励磁机运转正常，无异常振动、磨擦及噪音；

发电机定子温度在允许范围内（100℃内）；

发电机前后轴承应无噪音、振动（0.12mm内）及过热现象，轴承温升在允可范围内（55℃内）；

发电机、励磁机无异常气味；

励磁机整流子的炭刷和集电环无剧烈火花和卡阻现象，炭刷支架无过大振动。

二

水轮机各部监视和检查

水轮机运转正常，无异常声音（如金属摩擦与撞击声等）；

水轮机前后轴承应无噪音、振动及局部过热现象，轴承温升不超过55℃；

折向器位置是否正确，有无变动；

进水压力表指示是否正常；

检查各固定螺栓、螺帽紧固情况。

三

前池、压力钢管监视和检查

1压力前池是否在规定的高水位运行(高于压力管道进口处淹没线2m以上)；

2前池进水口及栏污栅有无漂浮杂物；

3检查前池墙身、基础各部位有无异常或漏水、滑坡等现象；

4检查压力钢管及伸缩节有无漏水现象；

5观测压力钢管支墩、镇墩是否出现沉陷、冲动位移、拉裂等现象。

四

发电机电压、电流、功率因数cosφ监视检查

电压监视检查:

发电机在额定转速nn与额定出力Nn不变的情况下，电压变动允许在±5%范围内运行，最高不大于10%Un(此时励磁电流不超过额定值)，最低电压不低于90%Un(此时定子电流不超过额定值)。

电流监视检查:

定子电流不超过额定值，三相不平衡电流不超出20%In(In为额定电流)。

功率因数cosφ监视检查:

发电机功率因数cosф的额定值为0.8(滞后)，一般不应超过0.95，不允许进相运行，当cosφ小于0.8时，注意定子、转子电流不超过额定值。

五

发电机控制屏监视和检查

仪表指示是否正常，有无卡涩现象，表计、信号指示与投入的位置或设备是否相符合等。

隔离开关连接处有无过热现象；绝缘连杆、底座有无损坏和放电现象；触头有无烧伤及麻点、灭弧罩是否清洁完整；触头是否紧密、三相是否同时接触;操作机构应完好，分合闸位置应到位；顶丝、销钉、拉杆等均应正常。

空气断路器的监视检查:

(1)触头系统和连接处有无过热现象，分合闸状态是否与辅助触头所串联的指示灯信号相符合;

(2)监听断路器在运行中有无异常声响;

(3)检查断路器传动机构有无变形、销钉松脱等异常现象;

(4)检查断路器绝缘有无裂痕、表面剥落和放电现象;

(5)检查断路器脱扣器工作状态，如整定值指示位置是否松动，电磁铁表面及间隙是否清洁正常，弹簧的外观有无锈蚀、线圈有无过热现象及异常声响等。

检查屏内一、二次回路连接线接头是否有脱落、松动、过热现象及屏内是否有异味等。

第二节

运行设备的维护和检修

第二十六条

水轮发电机组的维护

轴承的维护和保养

发电机轴承:轴伸端为2328(1只)，励磁机端为328(1只)；水轮机轴承:机头端为推力球轴承7324(2只)，飞轮端为向心滚子轴承2324(1只)。使用润滑油为:3号通用锂基润滑脂(高速、高温)。

(1)

每运行30—50小时应旋转油杯盖注脂;

(2)

每运行300—500小时向油杯内填脂;

(3)

每运行2500—3000小时，应清洗轴承，更换新油，换油时注意加油量，以轴承腔容积的2/3为宜，不同规格的润滑脂不能混用;

(4)

长期停运起动前，必须先检查润滑状态,如原来的润滑油巳脏或硬化，必须将轴承和油室内清洗干净,再在加油室内涂入清洁的润滑油，油量约为油室容积的2/3，油过多,工作时轴承会过热,引起润滑油分解;

(5)

在轴承注入润滑油后，电机的转轴应很容易手扳动。

集电环与励磁机的换向器检修和维护

(1)集电环与换向器表面应保持光滑的园柱形,如表面不光滑、生有铜绿、铁锈及灼伤时，应用00号细软砂纸装在直径相应的打磨木瓦上进行研磨;

(2)换向器不平或成椭圆形时,则应重车处理;

(3)换向片间槽的深度应保持1—1.5mm深度，上口两边刮出0.5×450的倒角;

(4)在换向器的表面上产生一层暗褐色有光泽的坚硬氧化薄膜，它能保护换向器减小磨损，必须保存，不允许用砂布去清除，如换向器上有污垢，可用布稍沾一点汽油揩净;

(5)为了使集电环和换向器磨损均匀，一年内必须更换它们的极性一次到二次;

(6)经常清扫灰尘及炭粉等。

炭刷装置的检查维护

炭刷装置的好坏对发电机的运行是否可靠有很大关系，因此必须加强维护检查。

若炭刷磨损过多时(超过炭刷长度2/3)，应另换同型号新炭刷，同一极性上所用炭刷，调换时应一起更换，不可只调换其中数只。新炭刷应先用细砂纸研磨,使它与集电环或换向器表面接触良好，再用轻负载(正常负裁1/3---1/4)运转到表面光滑为止。

定子线圈的检查维护

(1)

每次检修时，都应测量其绝缘电阻是否符合要求;

(2)

定子线圈的端部容易损伤。应仔细检查,线圈端部是否有变形现象、端部的垫块有无松动和移位、端部绝缘有无脱落，如有脱落处用云母带包扎好外表，并涂绝缘漆；

(3)

转子线圈应测量每一个磁极电阻，判断是否有匝间短路存在，转子线圈极间联连线应紧固可靠，绝缘良好；

(4)

检查转子阻尼条和阻尼环有无断裂和松动现象，如有裂缝时，进行补焊，阻尼环间连接螺钉应严密紧固；

(5)

检查转子风扇是否有裂纹和松动现象等。

第二十七条

水轮机的维护保养

各转动部份应保证润滑良好，经常检查各处润滑情况，需补油时及时补允润滑油。

定期检查喷咀、衬套、喷针、折向器等气蚀磨损情况，必要时进行更换或焊接。

经常检查各固定螺栓、螺帽的拧紧程度及销子情况，如松动及时处理。

第五章

变压器运行与检查维护

第二十八条

变压器投运前的检查

套管完整，无损伤、无裂纹现象，外壳无渗漏油现象;

高、低压引线符合要求，完整可靠，各处接触点符合要求;

油位正常;

4防雷保护齐全，接地符合要求

第二十九条

变压器的允许运行方式

额定运行方式：

电力变压器在额定使用条件下，可按铭牌长期连续运行。

（1）

运行电压一般不应高于该运行分接头额定电压的105%。

（2）

无磁励调压变压器在额定电压5%---5%范围改换分接头位置运行时，其额定容量不变。

温度限制:

最高顶层油温不超过80℃。

第三十条

变压器日常巡视和检查(每班至少4次)

变压器的油温和温度指示是否正常，储油柜的油位与温度是否对应,各部位是否有渗油、漏油现象;

套管外部有无破损裂纹、严重油污、放电痕迹及其他异常现象;

变压器音响是否正常。正常运行的变压器发出均匀的“嗡嗡”声，应无沉重的过载引起的“嗡嗡”声；无内部过电压或局部放电打火的“吱吱”声；无内部零件松动、穿心螺栓不紧、铁芯硅钢片振动的“萤萤”声；无系统短路时的大噪声。

第三十一条

变压器的定期检查（每天白班检查一次）

外壳及箱沿有无异常发热；

各种标志是否齐全明显；

各部位的接地是否完好。

第三十二条

变压器的特殊巡视检查

大风、大雾、雷雨后和气温突然变化的异常天气，应对变压器进行特殊巡视检查，检查内容如下：

1大风时检查变压器附近应无容易被吹动飞起的杂物，防止吹落至变压器带电部分，并注意引线的摆动情况；

大雾、毛毛雨、小雪天时，检查套管、绝缘子应无严重电晕闪络和放电等现象；

雷雨后，检查变压器套管应无破损、裂纹及放电痕迹；

夜间巡视，应注意引线接头处、线卡应无过热、发红及严重放电等现象；

气温及负荷剧变时，应检查油枕油位随温度变化情况，注意接头有无变形或发热现象；

当系统发生短路时，应立即检查变压器系统有无开裂、断脱、移位、变形、焦味、烧损、闪络、烟火和喷油现象。必要时取油样进行色谱分析。

第三十三条

变压器的异常运行与事故处理

一

变压器声音异常及处理

变压器的声音比平时增大。但声音均匀，是以下原因引起：

（1）电网发生过电压；

（2）变压器过负荷。

变压器有杂音

若变压器的声音比正常时增大且有明显的杂音，但电流电压无明显异常时，则可能是内部夹件或压紧铁芯的螺栓松动，使硅钢片振动增大所造的。

变压器有放电声

若变压器内部或表面发生局部放电，声音中就会夹杂着“劈啪”放电声。发生这种情况时，若在夜间或阴雨天气下，可看到变压器套管附近有蓝色的电晕或火花，说明是瓷件污秽严重或设备线夹接触不良引起的；若变压器内部放电，则是变压器不接地的部件的静电放电或是分接开关接触不良放电，这时应将变压器停运，进一步检查。

变压器有水沸腾声

若变压器的声异夹杂有水沸腾声且温度急剧变化，温度升高，则应判断为变压器绕组发生短路故障或分接开关接触不良引起严重过热，这时应立即停运并进行检查。

变压器有爆裂声

若变压器的声音中夹杂有不均匀的爆裂声，则是变压器内部或表面绝缘击穿，应立即停运检查。

6变压器有撞击声和摩擦声

若变压器声音中夹杂有连续的有规律的撞击声和摩擦声，则可能是变压器外部某些零件引起，应根据情况予以处理。

二

变压器温度异常运行及处理

变压器各部分温升极限值：

变压器部位

最高温升℃

油（顶部）

绕

组

铁

芯

值班人员应加强变压器顶层油温的监视，顶层油温控制在80℃以下运行。

若发现在同样条件下油温比平时高出10℃以上或负荷不变但油温不断上升，而环境温度又无变化、温度表也无失灵时，则认为变压器内部发生故障，应立即停运。

三

变压器油位异常分析及处理

油位异常分析

变压器储油柜的油位表上标有-30℃、+20℃、+40℃三条线，它是指变压器使用地点在最低温度和最高环境温度时对应的油表。根据这三个标志可以判断是否需要加油或放油。运行中变压器温度的变化会使油体积变化，引起油位的上下位移。常见的油位异常有：

（1）

假油位

如变压器温度变化正常，而变压器油标管内的油位变化不正常或不变，则是假油位。运行中出现假油位的原因有:

1)

油标管堵塞;

2)

油枕呼吸器堵塞;

3)

防爆管通气孔堵塞;

4)

变压器油枕内存在一定数量空气。

(2)

油面过低

油面过低应视为异常情况，造成原因:

1)

变压器严重漏油;

2)

多次放油后未作补充;

3)

气温过低且油量不足等。

油位异常处理

运行中的变压器油位下降造成油位指示器看不到油位，应将变压器退出运行,并进行补油处理

(禁止从变压器底部阀门补油)。对假油位，视其原因及时排除。

四

变压器外表异常及处理

套管闪络放电

套管闪络放电会造成发热,导致绝缘老化受损甚至引起爆炸,常见的原因如下:

1)

套管表面过肮;

2)

高压套管制造不良;

3)

系统出现内部或外部过电压,套管内存隐患而导致击穿等。

渗漏油

渗漏油，是变压器常见的缺陷，常见的渗漏油部位及原因:

1)

阀门系统，胶垫材质、安装不良、螺纹处渗漏;

2)

胶垫。接线桩头、套管基座等胶垫不密、无弹性渗漏;

3)

绝缘子破裂渗漏油等。

外表异常处理

1)

轻者汇报站长及调度部门，加强加监;

2)

严重者应请示停运变压器;

3)

变压器喷油、套管严重破裂、套管严重放电、变压器着火时立即停运，再向调度及站长报告。

第六章

输电线路(10kv)的运行与检查维护

第三十四条

线路投运前的检查

线路大修或改造后，应对施工或检修工作进行全面检查、鉴定，合格后方可投入运行。检查的主要内容如下:

导线与绝缘子的绑扎、绝缘子的组装，应符合要求;

导线的弛度、对地距离，应符合当时气温的规定值;

横担与电杆的抱箍，整齐牢固，防锈良好;

耐张杆、转角杆、分支杆和终端杆的跳线、拉线都应符合施工质量要求;

交叉跨越和线路周围，应无其他物体(如树技等)障碍和碰线现象;

杆上无遗留物或扎线接地;

防雷接地装置符合设计要求，接地电阻值在允许范围内;

测量线路各相之间及对地的绝缘电阻值(应使用2500v兆欧表)应趋于“∞”大。

经全面检查和测试合格后，确认一切正常并断开所有用户投入空载运行，空载运行正常后投入正常运行。

第三十五条

线路运行中巡视检查

线路的巡视检查，包括定期巡视、特殊巡视、夜间巡视、故障巡视、监察巡视以及预防性巡视等。

定期巡视

一月一次，根据线路环境，线路情况及季节性变化，必要时可增加次数。

特殊性巡视

在恶劣天气的情况下，如大雾、大雪，狂风暴雪、山洪暴发等，对线路全线或某些重点地段进行详细勘察。

夜间巡视

为了检查导线的连接点及绝缘子的异常情况，如出现电晕、闪络等，进行夜间巡视，时间应在无月光的黑夜情况下，每半年进行一次。

故障性巡视

在故障情况下，如发生接地、断线、开关跳闸等，要进行事故巡视，尽快找出故障点及故障原因，及时排除故障，恢复供电。

监察性巡视

为了鉴定线路的运行质量和设奋缺陷，确定检修项目和内容，要求进行监察巡视和检查，一年进行一到二次，时间按排在雷季或高峰负荷前进行。

预防性检查

主要是对线路元件进行预防性检查试验，并确定检修项目及工作量。

第三十六条

巡视的内容

沿线情况

1）

清除线路防护范围内堆放的草垛、垃圾等，以及在线路附近有无倒下可能损伤导线的树技等；

2）查明各种异常现象和正在进行的工程情况，如在防护范围内植树、开挖土方、建筑房屋以及危及电杆安全情况。

杆塔情况

1）

电杆本身有无歪斜及横担、瓷瓶、瓷横担的歪斜变形；

2）电杆的紧固件有无缺损，螺栓、螺帽、螺纹长度不够或螺栓松动、绑线断裂或松弛；

3）电杆上有否其他杂物；

4）电杆基础有无沉陷或被水冲刷、基础周围有无过高的杂草及在电杆上或拉线上有无蔓藤植物附生；

5）电杆有无裂缝、剥落和钢筋外露等。

绝缘子情况

1）绝缘子有无脏污、瓷质裂纹或破碎，有否闪络痕迹或电晕现象；

2）绝缘子有无半弯曲或偏移现象；

3）金具有否生锈，开口销有否缺少或脱出等。

拉线情况

1）拉线有无锈蚀、松弛、断股或张力分配不均匀；

2）拉线基础周围土壤有无突起、开裂或沉陷；

3）地锚有无松动或缺土及土壤下陷；

4）紧线夹、花篮螺栓、连接杆、抱箍是否锈蚀或松动等。

导线

1）导线有无断股、损伤、或闪络烧伤的痕迹；

2）弛度是否平衡。导线垂直对地，交叉设施对其他物体距离是否正常以及有无严重不符合规程规定的最小安全距离。

导线接近物体时的最小距离：

线路要径过地区特点

最

小

距

离

400v

10Kv

导线对地面(水面)距离:

居民区

非居民区

4.5

6.5

5.5

导线对跨越距离:

公路(路面)

6.0

7.0

导线至建筑物:

最大弛度垂直距离

最大偏斜时最小距离

2.5

1.0

3.0

1.5

导线交叉时的最小垂直距离：

设

施

名

称

最小垂直距离(m)

400v低压线与400v低压线交叉

0.8

400v低压线与6—10kv高压线交叉

1.2

400v低压线与35kv高压线交叉

3.0

400v低压线与通信线、广播线交叉

1.5

防雷设备情况

1)

避雷器有无脏污、裂纹、烧伤等现象，接地是否良好;

2)

避雷线、避雷针是否完好等。

第三十七条

巡视检查方法及注意事项

正常巡视检:查由有经验人员担任,夜间、恶劣天气巡视必位有两人进行。单人巡视时禁止攀登电杆，巡视检查结果，应做好详组记录。

事故性的巡视:必须集中力量迅速查出故障点和原因，并快恢复发电。

巡视过程中。在任何情况下必须认为线路是带电的，即使知道线路已停电亦认为线路随时有恢复送电的可能，绝对不能攀登电杆，更不能碰到导线。

夜间巡线，应沿线路外侧进行,大风巡线应沿线路上风侧前行，以免触及断落导线，如发现导线断落地面或悬吊空中，应设法防止行人靠进断线点10m以内,并迅速报告调度停电。

文档内容仅供参考

第五篇：广东省小水电管理办法

第 152 号

《广东省小水电管理办法》已经2010年11月2日广东省人民政府第十一届63次常务会议通过，现予公布，自2010年12月1日起施行。

省

长

二○一○年十一月十六日

广东省小水电管理办法

第一章 总 则

第一条 为了科学合理地开发和利用水能资源，加强小水电监督管理，促进山区经济社会发展，根据《中华人民共和国水法》等相关法律法规，结合本省实际，制定本办法。

第二条 本办法适用于本省行政区域内装机容量5万千瓦及以下水电工程的开发、建设和管理。

第三条 省人民政府水行政主管部门是小水电的行业主管部门，负责小水电的监督管理，具体工作由其所属的小水电管理机构实施。

县级以上人民政府水行政主管部门负责本行政区域内的小水电监督管理工作，其他有关主管部门在各自职责内，履行相关管理工作。

第四条 各级人民政府应当加强对小水电监督管理工作的领导，支持小水电的发展，推动小水电的技术改造，保障小水电的安全生产运行。

第五条 各级水电行业协会应当接受水行政主管部门的指导，协助小水电进行生产安全自查，配合有关部门做好小水电的安全监督管理工作。第二章 规划与建设管理

第六条 小水电的开发利用应当符合水能资源开发规划。

禁止在自然保护区核心区、缓冲区、实验区建设小水电工程。

第七条 从事小水电开发应当取得开发使用权。

小水电开发使用权由县级以上人民政府通过招标、拍卖、挂牌等方式有偿出让，出让的具体工作由县级以上人民政府水行政主管部门组织实施。出让所得应当主要用于当地“三农”的受惠项目。

小水电开发使用权有偿出让管理办法，由省人民政府水行政主管部门会同省发展改革部门、省财政部门等共同制定，报省人民政府批准。

小水电的开发使用权年限最长不超过50年。

第八条 小水电建设项目应当在取得开发使用权后2年内建设投资额达到总投资额的20%.非因不可抗力的因素影响，两年内建设投资额未达到总投资额的20%，由原出让开发使用权的人民政府无偿收回开发使用权，并重新组织出让。

第九条 小水电建设投资额没有达到总投资额40％的，不得转让开发使用权；投资额达到总投资额40％以上，需要转让开发使用权的，应当经项目审批（核准）部门同意，并取得原批准开发使用权单位的批准。

经批准转让小水电开发使用权的，应当依法办理土地使用权转让变更登记手续，转让以划拨方式取得国有土地使用权的，还应当报有批准权的人民政府批准。

第十条 小水电建设项目可行性研究、初步设计报告应当由具有法定资质的设计单位编制。

第十一条 小水电建设项目可行性研究报告（项目申请报告）按照下列规定由县级以上水行政主管部门依法初审后，报发展改革部门按照规定权限进行审批（核准）：

（一）装机500千瓦以下（不含500千瓦）的，由县级人民政府水行政主管部门初审。

（二）装机500千瓦以上1000千瓦以下（不含1000千瓦）的，由地级以上市人民政府水行政主管部门初审。

（三）装机1000千瓦以上的，由省人民政府水行政主管部门初审。

第十二条 小水电建设项目初步设计报告按照下列规定审批：

（一）装机1000千瓦以下（不含1000千瓦）的，由县级人民政府水行政主管部门审批，报地级以上市及省人民政府水行政主管部门备案。

（二）装机1000千瓦以上2000千瓦以下（不含2000千瓦）的，由地级以上市人民政府水行政主管部门审批，报省人民政府水行政主管部门备案。

（三）装机2000千瓦以上的，由省人民政府水行政主管部门审批。

小水电的技术改造项目按照新建小水电建设项目初步设计审批权限执行。

附属水库库容达到或者超过1000万立方米的小水电建设项目应当根据水库库容的大小，按照同等规模的水库项目进行初步设计审批。

第十三条 小水电接入系统工程在可行性研究阶段由电网企业出具技术评审意见，按照核准制的要求，由发展改革部门核准。

第十四条 已经审批（核准）的小水电项目，进行重大设计变更，应当按照规定报原项目初步设计审批部门批准。如改变工程项目建设任务或者综合利用的主次顺序、工程等级、主要水文参数和成果、建设场址、大坝坝型以及改变电站总装机容量超过10%的，项目应当重新立项，报有审批（核准）权限的部门批准。

第十五条 小水电建设项目应当严格执行建设程序，履行规定的审批手续，实行项目法人责任制、招标投标制、建设监理制、合同管理制。其勘测、设计、施工、监理应当由具有相应资质的单位承担，由县级以上人民政府水行政主管部门依法对工程质量进行监督管理。

第十六条 小水电建设项目，应当按照国家有关规定组织各类验收。未进行验收或者验收不合格的，不得进入下一阶段的施工或者投入使用。

第十七条 省人民政府水行政主管部门负责对全省小水电的现状进行调查评估，并编制小水电技术改造规划。第三章 安全生产管理

第十八条 小水电安全生产管理应当坚持安全第一、预防为主的方针，建立和健全各项规章制度，严格按照有关规定运行管理，接受安全生产管理部门、电力监管部门、水行政主管部门及其它有关部门的监督管理，确保安全生产。

小水电业主是小水电安全生产责任主体，应当强化应急管理，健全应急体系和责任制度，落实应急预案和防汛措施，加强应急培训和演练，提高应急能力和水平，确保人民生命财产安全和社会公共安全。

第十九条 单站装机2000千瓦以上的小水电站应当设置安全生产管理部门，配置专门安全管理人员。单站装机2000千瓦以下（不含2000千瓦）的小水电站应当设置安全生产管理岗位，配置专职安全管理员，或者由单位安全生产的负责人兼任。

第二十条 小水电站应当服从县级以上人民政府水行政主管部门和省流域管理机构对水资源的统一配置，确保经批准的满足生态和航运要求的最小下泄流量。

小水电站不得超设计标准运行。涉及上下游及左右岸他人利益的，应当征得相关利害关系人的同意。

第二十一条 小水电站实行安全管理分类和定期检验制度。

小水电站应当按照国家有关规定对大坝、水闸、金属结构、压力容器、机电设备、消防设备和起重设备等，定期进行安全鉴定和检测。

已投产运行的小水电站遭遇特大洪水、强烈地震、重大事故或者出现影响安全的异常情况后，应当及时组织专门的安全鉴定。

第二十二条 小水电站运行管理人员实行持证上岗制度。运行管理人员应当按照有关规定取得相关资格证书后，方可上岗作业。

第二十三条 已建成投产的小水电站应当制订汛期调度运用计划和防洪抢险应急预案，并分别报有调度权的防汛指挥机构和防汛行政责任人所在地人民政府审批后严格执行，保证工程安全和公共安全。在建的小水电工程汛前应当编制度汛预案，并报所在地人民政府防汛指挥机构批准。

第二十四条 小水电站应当服从防汛抗旱部门的调度指挥，按照防汛要求，具备必要的通讯、交通条件，备足防汛物料、器材。防汛期间，各级防汛部门有权对出现险情或者存在安全隐患的小水电站采取应急措施。

第二十五条 小水电站按照国家及省有关规定达到报废条件的，由水行政主管部门按照规定权限批复后，予以报废。

对在通航河流上建有通航建筑物的小水电站进行报废批复，应当征求有关交通运输主管部门意见。

第四章 生产经营及并网管理

第二十六条 小水电生产运行、上网发电应当具备法律、法规和国家标准、行业标准规定的条件，依法取得工商营业执照、取水许可证、电力业务许可证等有效证照。

未取得有效证照的小水电不得发电，电网企业不得允许其上网，不得收购其电量。

第二十七条 小水电站电量输出计量点应当在升压站外第一根杆装设，电网企业按照计费电度表电量支付电费，电网企业不得向小水电站分摊电网线损费用。对已按照协议以产权分界点为计量点的电站，不得再另收取线损费。

对原有计量点设置不符合前款规定的电站，应当制定调整计划，逐步按照前款规定实施。

第二十八条 小水电上网电价实行最低保护价政策，逐步实现同网同价。

省人民政府价格主管部门会同省人民政府水行政主管部门、电力监管机构对小水电上网价格执行情况进行监督。

第二十九条 电网企业应当依法全额收购小水电上网电量。电网企业应当按照国家核定的可再生能源发电上网电价、补贴标准和购售电合同，及时足额结算电费和补贴。电费结算有关事项应当在购售电合同中予以约定。

电网企业因故未能按照约定的期限付清上网电费，应当依合同约定支付违约金，并对未能全额上网的持续时间、估计电量、具体原因和改进措施向小水电披露。

第三十条 小水电站应当将设计报告等基础资料提供给电网企业。并网运行的小水电应当服从电网调度，遵守调度规程等相关规定，执行调度命令。

第三十一条 小水电站的上网电量与电网企业供给水电站的电量实行分别计算、分别确认、分别按照价格主管部门批复的电价结算，并按照税法有关规定缴纳税款。第五章 法律责任

第三十二条 对小水电建设过程中违反经批准的初步设计方案施工，由县级以上人民政府水行政主管部门通知电网企业不允许其上网发电，并按照《中华人民共和国水法》的规定予以处罚。

经鉴定不影响行洪安全和工程安全的，限期补办有关手续；工程设施建设严重影响行洪和工程安全的，依法责令限期拆除，恢复原状；逾期不拆除的，强行拆除，所需费用由违法单位或者个人负担。

第三十三条 小水电建设项目未按国家规定的验收程序而投入运行的，由县级以上人民政府水行政主管部门按照《广东省水利工程管理条例》的规定予以处罚。

第三十四条 小水电站违反经批准的最小下泄流量或者超标准运行的，由县级以上人民政府水行政主管部门责令其改正，并处10000元以上30000元以下罚款。

第三十五条 对定期检验及安全检查中发现有安全隐患的小水电站，由县级以上人民政府水行政主管部门责令限期整改；定期检验发现存在严重安全隐患的，应当立即腾空库容，停止发电；整改后仍不合格或者拒不接受整改的小水电站，不得蓄水和发电，并处10000元以上30000元以下罚款。

第三十六条 水行政主管部门、其他有关部门和小水电工程管理单位及其工作人员，玩忽职守、滥用职权或者徇私舞弊的，由其所在单位或者上级主管部门依法给予处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任。第六章 附 则

第三十七条 本办法自2010年12月1日起实施。