第一篇：浙江玉环电厂主要设备
浙江玉环电厂首套国产百万千瓦超超临界火电机组运行成功
我成功掌握超超临界火力发电技术 为产业化创条件
新华网北京6月11日电(记者黄全权、樊曦)记者11日从此间获悉，国内首套国产百万千瓦超超临界机组，经过半年的成功运行，主要技术性能指标均达到国际先进水平。
运行指标测试结果表明，我国已经成功掌握先进的超超临界火力发电技术，并为百万千瓦超超临界机组产业化创造了条件。 [详细]
张国宝：首套国产百万千瓦超超临界机组成功运行使我电力装备制造水平登上新台阶
中国工业报讯：6月11日，国内首套国产百万千瓦超超临界火电机组成功运行暨性能指标新闻发布会在京举行。经西安热工研究院考核测试认定，由中国华能集团下属浙江玉环电厂运营的国内首套国产百万千瓦超超临界火电机组，在运行半年后，机组运行成功，主要性能指标达到世界先进水平。
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国家发改委副主任张国宝指出，首套国产百万千瓦超超临界机组的成功运行，不仅使我国电力装备制造水平上了一个新的台阶，为国内超超临界机组的建设、运行、管理积累了经验，同时，也是贯彻国家结构调整、节能减排，建设资源节约型、环境友好型社会的重要实践，在节煤、节水、节材、减少占地和环境保护方面起到了积极的示范作用。
设备运行正常各项指标均达标
据了解，机组各项技术性能指标均达到设计值。其中，机组热效率高达45.4%，达到国际先进水平;二氧化硫排放浓度每立方米 17.6毫克，优于发达国家排放控制指标。中国华能集团公司副总经理乌若思指出，该机组的成功运行，标志着中国电力工业已发展到一个新水平，对于加快电力工业产业结构调整具有积极的促进作用。
另据华能玉环电厂厂长李建民介绍，根据1号、2号机组运行半年来的各项技术参数显示，机组运行稳定可靠，RB试验、甩50%和 100%负荷试验均一次成功。此外，在该机组启动调试及试验期间，等离子点火系统运行稳定，实现了锅炉冷态无油点火，节约燃油近万吨。机组投产后，等离子点火系统在机组停滑、冷态启动中实现了零油耗。机组在高效、节能、环保等方面的指标优良，显示了设备制造、施工工艺和机组调试都达到高水平。
带动国内装备制造业发展
据了解，华能玉环电厂百万千瓦超超临界火电机组的锅炉、汽轮机和发电机三大主机，分别由哈尔滨锅炉厂有限责任公司、上海汽轮机有限公司和上海汽轮发电机有限公司制造完成。为配合项目的完成，三家企业在消化吸收国外先进技术的基础上，完成了一百多个技术攻关项目，解决了设计、制造工艺、材料和监测试验等许多设计制造的难题，设计制造水平达到国内新的高度，为百万千瓦超超临界火电机组产业化创造了条件。目前，国内制造厂家已拥有34台(套)百万千瓦超超临界机组的订单。
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哈尔滨锅炉厂董事长、总经理韩建伟说：“华能玉环电厂工程是国家重点工程，为保障工程顺利实施，哈锅不断改进创新工艺方法，使生产效率不断提高。此外，企业还采用技术引进、联合设计、国内制造的方式，创出多项全国之最，最终在锅炉效率方面实现了性能达标。百万千瓦超超临界锅炉的制造成功，标志着哈锅技术引进、消化吸收和开发的成功，也标志着企业技术装备水平和制造能力达到国际先进水平。”
上海电气电站设备集团总裁郑建华介绍，为顺利完成华能玉环项目，企业结合国家863计划与上海市科教兴市项目，设立了26个子课题进行专项攻关研究。截至目前，这26个专项研究课题已全部完成并成功应用于玉环工程。不仅如此，企业还获得了13项新技术成果、12项自主知识产权，另有29项知识产权正在积极申办中。他认为，借助项目并通过引进、消化、再创新，企业已经完全具备了百万千瓦超超临界机组的自主开发能力。
对此，中国机械工业联合会副会长蔡惟慈特别强调，正是有了像华能玉环电厂这样的用户企业支持，中国的电力装备制造业才得以迅速发展。用户的信任是对国家提出的振兴装备制造业的最有力支持。
张国宝指出，华能玉环首套国产百万千瓦超超临界火电机组的成功运行，体现了中国装备制造业的技术积累和潜在实力。他相信，在各方的努力下，中国的电力工业以电力设备制造业一定能登上一个新台阶。
关键词：超超临界火电机组
在常规火电设备方面，国内正在从30万千瓦、60万千瓦亚临界机组向超临界、超超临界的60万千瓦和100万千瓦机组过渡。所谓超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力22.12兆帕的机组，而亚临界机组通常指出口压力在15.7～19.6兆帕的机组。
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习惯上，又将超临界机组分为两个层次：一是常规超临界参数机组，其主蒸汽压力一般为24兆帕左右，主蒸汽和再热蒸汽温度为 540～560℃;二是超超临界机组，其主蒸汽压力为25～35兆帕及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度一般580℃以上。在超临界与超超临界状态，水由液态直接成为汽态，即由湿蒸汽直接成为过热蒸汽、饱和蒸汽，热效率较高，因此超超临界机组具有煤耗低、环保性能好、技术含量高的特点，机组热效率能够达到45% 左右。节煤是超超临界技术的最大优势，它比国内现有最先进的超临界机组的热效率提高2%到3%。以热效率提高1%计算，对一台30万千瓦的火电机组来说，一年就可以节约6000吨优质煤。超超临界机组发展的方向是在保持其可用率、可靠性、运行灵活性和机组寿命等的同时，进一步提高蒸汽参数，从而获得更高的效率和环保性能。 [详细] 叶苏注:尽管是值得庆贺的事情, 但是火电还是很污染的, 再怎样说温室气体排放也很厉害,多建设风电太阳能还有潮汐发电才是更环保的途径,水电因为种种原因还是要谨慎.
第二篇：华能玉环电厂海水淡化工程设计概述
刘金生，庞胜林(华能浙江分公司，浙江玉环，317600)
摘要:华能玉环电厂的淡水系统全部采用了世界先进的“双膜法”海水淡化技术,工程投资约2亿元,计划2006年4月30日制出合格的淡水。本文以华能玉环电厂海水淡化工程实例为基础,根据国内外海水淡化发展的新技术以及经验,分析对比了高压泵的选型、能量回收装置的特点,以及回收率确定的几项因素,并根据工程情况分析了制水成本。对缺乏淡水的沿海电厂来说采用海水淡化无疑是一种非常好的选择方案。
华能玉环电厂海水淡化工程自2003年3月开始采用“双膜法”方案。为了充分验证方案选择的可行性，该厂于2004年4月至8月在现场进行了超滤装置的中试运行(现仍在运行)，鉴于国内工程公司尚未有如此大规模的海水淡化项目，为了确保工程的先进性与安全性，该厂在承担玉环工程的概念
设计、技术方案及实施方面做了大量工作。 1系统设计 1.1设计参数
海水含盐量：34000mg/L;水温：15～32℃;水量：总制水量1440m3/h，单套出力240m3/h。(34560m3/d)分为6套， 1.2系统流程
海水→混凝澄清→超滤→一级反渗透→二级反渗透 1.3总平面布置
玉环海水淡化工程的总平面布置充分利用了循环水系统的取排水系统的布置，紧靠防浪大堤一侧，自取水、混凝澄清、超滤过滤、反渗透制水、浓水排放，形成了完整流畅的布局。 2主要系统介绍 2.1海水取水系统
华能玉环电厂海水淡化系统充分利用了电厂的循环水系统，以降低造价，同时可以利用发电厂余热使循环排放水温升高9～16℃的有利条件，降低海水淡化工程的能耗。海水取水口位于电厂海域-15.6m等深线附近的海域，排水口设置在-5m等深线附近的海域。循环水系统工艺流程为：取水口→自流引水隧道→循环水泵→供水管道→凝汽器→排水管道→虹吸井→排水沟→排水工作井→排水管→排水口。海水经过循环冷却之后，冬季工况有16℃左右的温升，夏季工况有9℃左右的温升，因此，玉环电厂的海水淡化系统采用了两路进水，一路取自循环水泵出口(未经热交换的海水)，一路取自虹吸井，根据原海水的水温变化采用不同的进水方式，基本保证水温在20～30℃，调整后维持25℃左右。 2.2海水预处理系统
海水反渗透(SWRO)给水预处理技术包括消毒、凝聚/絮凝、澄清、过滤等传统水处理工艺及膜法等新的水处理工艺，膜法预处理主要包括微滤(MF)、超滤(UF)和纳滤(NF)等。预处理的目的：除去悬浮固体，降低浊度;控制微生物的生长;抑制与控制微溶盐的沉积;进水温度和pH的调整;有机物的去除;金属氧化物和含硅化合物沉淀控制。 2.2.1混凝澄清沉淀系统
为了降低海水中的含砂量以及海水中有机物、胶体的含量，必须进行混凝沉淀处理。混凝沉淀系统设有四座微涡折板式1000m3/h的混凝澄清沉淀池，为钢筋混凝土结构，设备内部没有转动部件，可有效地减少防腐成本。经混凝沉淀处理后海水浊度小于5NTU，运行参数为：混合时间：3s;絮凝时间：10min;沉淀池上升流速小于2.4mm/s。混凝沉淀处理后水质见表1。
表1预沉池处理效果 参数
预沉池出水最大值 预沉池出水最小值 预沉池出水80时间内的值 浊度(NTU) 20 1 <5 TSS(mg/L) 20 5 <10 COD(mg/L) 20 3 <5 2.2.2过滤系统
该厂过滤系统采用了加拿大泽能(ZENON)公司浸入式ZeeWeed1000型超滤膜系统，膜元件主要的技术参数为：膜材料：聚偏乙烯(PVDF);膜通量：50～100L/m2·h;运行压力：0.007～0.08MPa;最大操作温度：40℃;pH范围：2～13;化学清洗间隔期：60～90d。 2.3高压泵
高压泵是SWRO系统的重要部件，正确选择高压泵性能对系统安全性影响很大，它是运转部件，出现故障的概率高。对于大型的海水淡化装置，一般采用的高压泵是离心泵。常用离心泵的结构形式有水平中开式和多级串式。两者相比在结构上应是水平中开式占较大的优势，据称可以达到6年不开缸维修，缺点是其设备价格昂贵。 2.4能量回收装置
由于PX系列的能量回收装置具有回收效率高，噪音低等特点，逐渐受到用户的青睐。由于设计中它仅有一个转动部件，没有机械密封和表面磨损，因而维护工作量很低。 2.5海水淡化系统
海水经过超滤后，经海水提升泵进入保安过滤器，然后进入一级海水淡化系统。一级海水淡化系统共设6组，每组设有压力容器58个，每个压力容器内装有7支膜元件，设计出力240m3/h(5760m3/d)。系统总出力为34560m3/d。 3玉环电厂海水淡化五个技术关键点 3.1高效混凝沉淀系列净水技术
该技术是在哈尔滨建筑大学承担的国家建设部“八五”攻关课题“高效除浊与安全消毒”的科研成果中“涡旋混凝低脉动沉淀给水处理技术”的基础上发展而来的。其中涉及了水处理工程中预处理的混合、絮凝反应、沉淀三大主要工艺，特点是上升流速比较快，占地面积比较少;没有类似机械搅拌澄清池中的转动设备，也没有类似于水力加速澄清池中的大量金属构件，这对于防止海水中突出的腐蚀问题是一个比较好的解决方案。 3.2超滤作为海水淡化预处理系统
为了验证超滤在工艺系统中设置的安全可靠性，以及寻找最适合的工艺参数，以最大限度地优化系统的配置。该厂组织了有六家公司参与的中试。试验结果表明高效混凝澄清技术、超滤系统用于该海水淡化工程是可行的。 3.2.1超滤出水SDI 试验结果显示，产水SDI总体上稳定在2.5左右，从整体趋势来看，随着时间的推移，超滤产水SDI有略微上升的趋势，这可能是由于在试验过程中超滤膜没有得到有效的维护，如化学清洗等;进水消毒不彻底;进水混凝澄清效果不理想等，造成了海水中的微粒、胶体、有机物和微生物等和膜发生了物理化学反应，改变了膜的分离能力。试验显示客观上虽然存在这种膜污染导致的分离能力下降，但这种表现为SDI的上升的下降趋势极为缓慢，并不明显。水温升高，超滤出水的SDI随之升高;进水pH值升高，超滤出水的SDI也高，反之亦然。铁离子的影响：水中可溶解性的过渡金属离子，如Fe2 因氧化而形成沉淀使SDI升高;氧化剂的影响：试验过程中发现，如果加入次氯酸钠，超滤出水的SDI升高。 3.2.2超滤出水浊度
乐清湾海水浊度一般在100NTU以上，但是由于潮汐及天气的影响，浊度变化幅度非常大，实测最高达到2456NTU，经过混凝澄清之后，一般在15～20NTU，个别值达到50NTU。从超滤产水来看，产水浊度相对比较稳定，基本上在0.10NTU左右，虽有个别值达到了0.20NTU，但没有出现大的波动，基本上控制在0.15NTU以下。 3.2.3超滤出水中的铁
超滤进水铁的浓度变化范围在25.5～1451μg/L，去除率在80～90。 3.2.4超滤出水中的硅
超滤进水的胶体硅含量变化范围在1.081～10.74mg/L，出水的胶体硅含量是比较稳定的，一般小于2mg/L，去除率最低时只有10，最高达到98，大部分去除率在70～90之间。 3.2.5超滤出水中的COD 玉环海水中CODMn不超过10mg/L，经过超滤之后，产水CODMn最高不超过5.0mg/L，也就是说超滤对CODMn去除率比较低。相对进水CODMn的波动，产水CODMn比较稳定，但还是呈现比较缓慢的上升趋势。
3.2.6超滤出水细菌总数超滤对细菌的去除率达到100。 3.3系统回收率的确定
目前的海水淡化工程，回收率一般在38～50之间。决定回收率高低的因素主要有原海水水质、预处理系统出水水质、膜的性能要求、运行压力、综合投资和制水成本等。由于玉环项目采用超滤作为反渗透的预处理，原海水的含盐量通常在28000～32000mg/L之间，而最低水温高于15℃，因此在反渗透允许的设计条件下，回收率越高，系统的经济性越好。按照回收率40，45，50，进行了技术经济比较(表2)。经分析比较，我们确定的回收率为45。 表2不同回收率下的性能 40的回收率 45的回收率 50的回收率
一年运行压力(MPa)三年运行压力(MPa)一年内脱盐率()三年内脱盐率()设计通量(L/m2h)要求预处理的出力(m3/h)与45投资比较()系统运行安全性结垢可能性 5.395.6299.4899.3815.43600125高较低 5.675.9099.4499.3315.43200100高低 6.046.2699.3999.2815.4288080低高 3.4新材料的应用
海水淡化系统中另一个重要问题就是设备及管道腐蚀，根据工艺流程中接触介质种类及压力的不同，分别采用了双相不锈钢220
5、2507以及奥氏体不锈钢254Mo，低压系统大量的采用衬里、塑料及玻璃钢管道。 3.5浓水排放综合利用
海水淡化系统中浓水排放是全球业内要解决的问题，由于发电厂循环水中一般采用氧化性杀菌剂来抑制循环水系统中藻类、贝类的生长，在海滨电厂大都设有电解海水制氯系统，反渗透浓水相当于在原海水的基础上浓缩了1.6倍，因此将一部分直接用于电解海水制氯，可以简化制取次氯酸钠系统设置，又可提高电解制氯系统的效率。 4制水成本分析
海水淡化的运行成本是大家比较关注的问题，也是评价系统方案可行性的重要依据。根据玉环工程投标商的报价情况、性能指标、使用保证寿命，综合考虑设备折旧、人工、药品、检修维护等各方面的因素，以上网电价为基础，吨水的制水成本在4元左右(表3)。 表3华能玉环电厂海水淡化工程成本测算 项目 金额
单项成本(元/m3) 以年运行 以年运行
7000h计
6000h计
工程动态投资(万元) 19244
其中贷款(万元) 14433 利率() 6.12
15年经营期利息 0.11 0.13(万元，假设15年平均还贷) 110.41
化学药品消耗(元/m3) 0.3184 0.32 0.23 电力消耗(元/m3， 1.2 电价0.30元/kW·h) 1.20 1.20 大修及检修维护费(万元/年) 193 0.19 0.22 反渗透膜更换费用(万元/年) 980 0.73 0.88 人员工资(万元/年) 60 0.06 0.07 固定资产折旧费用(万元/年) 1282.9 1.24 1.48 单位运行成本(元/m3) 2.49 2.69 单位制水成本(元/m3) 3.84 4.30
5结论及建议
沿海电厂采用海水淡化方案无论经济上还是技术上是可行的。沿海电厂采用海水淡化技术可以充分利用电厂的取排水系统，而不必单设，可节省很大的初投资费用，并且电厂循环排放水的温升可使海水淡化的水温得到保障，有利于淡化能耗的降低。目前沿海城市淡水资源相对比较紧张，水价也在逐步上升，玉环工程海水淡化制水成本4元/吨左右的水平对于工业用水水价，二者已经基本持平，甚至低于工业用水的价格，因此沿海电厂选用海水淡化，不仅社会意义重大，经济技术上也是可行的。
采用超滤作为海水淡化的预处理系统虽然是膜法处理的发展方向，但是毕竟成熟的经验还少，有待于进一步的分析研究。玉环工程自招标前期即开始超滤中试工作，到现在还在继续进行，目的也是在进一步探索超滤作为海水淡化系统预处理的经验。
海水淡化虽然不是一门新的技术，但是毕竟我国目前大型的海水淡化工程经验还少，项目也不多，与国际上一些著名的公司相比，采购成本及技术合作上我们还处于劣势，这对我们的技术进步和海水淡化产业的发展是不利的。
该工程于2003年2月动工，2003年12月建成并试运行，2004年3月通过环保验收。整套设施自运行以来至今一直高效稳定。其处理效果见表2。表2数据表明，废水经处理后，出水各项指标均达到要求。从表2可知，废水经“水解酸化 混凝气浮 接触氧化法”处理后，其COD、悬浮物、石油类和磷酸盐总去除率分别为92.1、96.
4、88.36和93.3。 表2废水处理效果表 项目 COD(mg/L) SS(mg/L) 石油类(mg/L) 磷酸盐(mg/L) 调节兼水解酸化池气浮池出口好氧池出口过滤器出口 258.50185.6842.1320.18 117.6041.626.104.20 15.906.374.301.85 15.1010.712.81.0 4经济分析
该工程总投资143.78万元，其中设备费为88.2万元，土建47.83万元，其它费用7.75万元。该工程每m3产水总运行费用1.13元，其中电费0.23元，药剂费用0.70元，人工费0.2元。 5工程实例经验
(1)生产废水中的石油类污染物都是来自金属件表面保护性油膜，容易发生乳化反应，并被混凝成
“矾花”，含有一定的油质，有粘性，易结成团，浮于水面。根据这种特性，采用混凝气浮法具有较好的泥水分离效果。可见，气浮工艺对该废水不仅可高效去除石油类污染物，而且还可对废水进行预充氧，从而提高了废水的可生化性，更有利于后续的生化处理。 (2)生产过程中要对金属件用工业洗涤剂反复清洗，故所排废水富含工业洗涤剂成分，经曝气搅拌，会产生大量泡沫，在好氧池之前使用消泡剂，改变洗涤剂的表面活性，否则好氧池由于鼓气产生大量泡沫，无法正常运行。
(3)生产过程中所用到的工业洗涤剂及少量染色剂，都是一些难以生物降解的高分子化合物，因此在设计时先用水解酸化工序使一些复杂的大分子物质、不溶性有机物水解成小分子物质、溶解性有机物，然后再用接触氧化法对小分子物质和溶解性有机物进行氧化分解，才能取得较好的生化处理效果。
(4)水解酸化池中采用机械搅拌器进行搅拌，以增强废水与污泥之间的接触，消除池内的梯度，避免产生分层，提高效率。
(5)好氧处理段采用接触氧化法。池内填料比表面积大，池内曝气装置设在填料之下，供氧充足，池内生物活性高，生物膜更新速度快，可以承受的浓度负荷是其它生物法的几倍，因此可以减少占地，节省能耗。 (6)混凝沉淀池出水经过过滤器，保证悬浮物的水质指标达到排放要求20mg/L以下。 6结论
采用混凝气浮-二级生化-过滤法处理金属件表面处理厂生产废水，该方法具有处理效率高、操作简便、耐冲击、日常维护方便等优点，出水水质稳定。
本工艺COD、悬浮物、石油类和磷酸盐总去除率分别为92.1、96.
4、88.36和93.3。
第三篇：浙江红狮电厂电气调试启动方案
浙江桐庐红狮水泥有公司
9MW低温余热发电安装工程
电气调试启动方案
编 写： 审 核：
批 准：
浙江工业设备安装集团公司第二分公司
205项目部 二00九年八月二十日
1
目 录
第一章 概述
第二 章 启动调试的目的、依据、分工和要求 第三章 启动调试应具备的条件和准备工作
第四章 不同转速下(包括超速后)测量发电机转子绝缘电阻、交流阻抗、功率损耗 第五章 发电机短路试验 第六章 发电机空载特性试验 第七章 发电机与系统并列 第八章 机组并网后电气试验
第一章 概述
一、概述
浙江桐庐红狮水泥有限公司发电机机组容量9000KW，设计单位浙江中材节能有限公司设计，安装由浙江工业设备安装集团有限公司第二分公司负责安装，整套启动调试工作由浙江工业设备安装集团有限公司第二分公司，厂方检查人员及发电机厂家人员共同负责完成。
设备概况：
1、发电机数据：
型号 QF-J9-2 额定功率 9000 KW 额定定子电流 618.6 A 额定定子电压 10.5 KV 额定转子电流 A 额定转子电压 V 相数 3 额定转速 3000r/min 频率 50HZ 3
效率 97% 接法 Y 额定功率因数 0.8
2、励磁数据：
空载励磁电流空载励磁电压满载励磁电流空载励磁电压4
86.6A 52.4V 220.3A 188.9V
第二章 启动调试的 目的、依据、分工和要求
一、编制目的：
整套启动试运中电气部分调试是整套启动试运工作的重要组成部分。对于全面考核前期调试质量，检验主要电气设备的性能、设计和安装情况，都具有重要的意义。为了确保调试过程中人身及设备的安全，保证调试质量，规范调试项目，做到分工明确，组织严密，使调试工作有条不紊地进行，特编写本方案。
二、编制依据：
编制本调试方案参考了以下内容：
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 《火电工程启动调试工作规定》 《火电施工质量检验及评定标准》 《火电建设施工及验收技术规范》
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 《电力设备预防性试验规程》 《继电器检验规程》 《电气指示仪表检验规程》 《电力系统自动装置检验条例》 有关厂家的技术标准
设计单位、设备厂家提供的有关图纸资料
三、调试组织分工
总指挥：
副总指挥： 组
员：
四、电气调试要求和注意事项：
1、参加调试人员应熟悉《电业安全工作规程》和《发电机运行规程》熟悉调试范围内设备状况，调试项目的内容及自己在调试中的职责。
2、参加调试的工作人员应听从试验负责人统一指挥和分配。试验负责人在进行调试前应征得当值值长的同意，方可进行调试，试验结束后应当向值长汇报。
3、调试过程中发生异常情况，应立即中断试验，并设法及时消除。如遇到重大问题应及时各试运指挥组汇报。
第三章 启动调试应 具备的条件和准备工作
一、 启动调试应具备的条件：
机组整套启动试运开始前，必须满足火力发电厂基本建设工程启动及验收规程中关于整套启动试运应具备的规定。应仔细检查以下条件：
1、发电机变压器组电气部分的
一、二次设备安装调试完毕，符合设计及有关规程的要求，经验收并完成验收签证，技术资料齐全。
2、配套送出的输变电工程应具备并网条件。
二、启动前的准备
1、开列好启动有关的典型操作票，准备好足够的安全用具及消耗材料。
2、发电机，励磁变压器绝缘合格。
3、电气系统已按调试运行方式要求完成操作。
4、检查继电保护定值及投入正确，各联锁动作正确。
5、发电机整组试验及励磁装置静态调试完成。
6、试验范围内的开关、闸刀均断开。
7、检查试验设备及仪表完好齐全。
第四章 不同转速下(包括超速后)测量
一、试验范围：
本试验的范围为：发电机定、转子，转子集电环，滑环支架和电缆。
二、试验项目：
通过本试验来检测发电机转子绕组和转子铁芯在不同转速下的绝缘状况和铁芯绕组的损耗情况。
三、试验前应达到的运行状态
1、发电机定子绕组在开路状态： ①拉开(摇出)发电机开关。
②拉开(摇出)发电机所有压变闸刀(小车) ③发电机出线端应无任何临时连接导线。
2、发电机冷却回路已经投入运行。
3、发电机振动在规定要求范围内。
4、发电机励磁系统在冷备用状态。
5、发电机转子碳刷均取下。
四、试验项目
测量不同转速下的交流阻抗和功率损耗，并读数、记录：
1、发电机在静止状态(转子冲动前);
2、发电机在500转/分状态;
3、发电机在1000转/分状态;
4、发电机在1500转/分状态;
5、发电机在2000转/分状态;
6、发电机在2500转/分状态;
7、发电机在3000转/分状态;
8、发电机组超速运转后降到3000转/分状态。
五、注意事项及有关要求：
1、试验电源应采用不直接接地电源。试验电压(有效值)应不大于0.707Ue。
2、试验接线或测量时应注意转动部分。
3、电流表、电压表、功率表应选用0.5级精度以上，并有适合的量程。
4、在试验过程中测量参数发生变化时，应将调压器下降至零待分析、查明情况后方可继续进行。
5、在试验过程中，发电机转速应保持稳定。
第五章 发电机短路试验
一、试验范围
本试验范围如下：发电机、励磁回路、发电机流变、压变
一、二次回路，发电机、励磁系统控制、保护、信号回路，发电机开关侧。
二、试验目的和要求
测量发电机三相短路特性曲线，检查各组流变变比、二次负载情况，电流表和电流保护回路的连接情况。
三、试验前应达到的运行状态
1、发电机转速应达到3000转/分，并保持稳定，振动在规定范围内。
2、发电机处于冷备用状态。
3、发电机保护投信号位置。
4、励磁变380V侧接线拆开，通过外接380V电源给励磁变送电。
5、发电机冷却系统、测温系统处于正常工作状态。
四、试验接线
1、发电机开关发电机侧安装三相短路铝排。
2、在发电机三相电流回路中串接标准电流表(0.5级)。
3、在发电机励磁回路分流器上并接电流表。
4、在转子电压回路上并接标准直流电压表(0.5级)。
5、使用转速表测量发电机转速。
五、操作内容
1、检查发电机、励磁回路
一、二次接线正确。
2、检查发电机在冷备用状态。
3、检查发电机冷却系统正常。
4、合上励磁变外接380V电源闸刀。
5、合上发电机灭磁开关。
6、调节励磁装置，使发电机电流升至0.2Ie，检查三相电流对称性、读数。
7、检查发电机各组流变二次电流值的正确性及二次负载(表计、保护等)中电流值的正确性。
8、调节励磁装置，使发电机电流分别升至0.2Ie、0.4 Ie、0.6 Ie、0.8 Ie、Ie停留、读数。
9、核对各组流变变比以及二次负载。
10、核对盘表与标准表误差。
11、调节励磁装置，使发电机电流分别下降至0.8 Ie、0.6 Ie、0.4 Ie、0.2 Ie、0，停留、读数。
12、拉开发电机灭磁开关。
13、试验结束，拆除试验用接线、短路铝排及表计，恢复原状。
六、注意事项及有关要求
1、试验接线、测量表计、短路铝排应连接可靠、正确。
2、在一次设备上工作应先验电，并做必要的保安措施。
3、调节励磁电流时，应缓慢进行，并只允许向同一方向调节。
4、测量用的表计采用0.5级以上，性能稳定可靠，读数时应待表计停稳后同时读数。
5、异地操作、测量、指挥应有专用电话或其他通讯设备。
6、在整个试验过程中，发电机3000转/分。
7、试验中，二次电流回路严禁开路。
第六章 发电机空载特性试验及 测录空载灭磁时间常数和转子过电压波形
一、试验范围：
本试验的范围：发电机、磁磁装置及整个励磁回路，发电机流变、压变及
一、二次回路，发电机、励磁机装置控制、保护、信号回路，发电机开关发电机侧。
二、试验目的和要求
测录发电机三相电压空载特性曲线，检查各组电压互感器变比，电压表和电压保护、测量回路连接情况，检查发电机定子线圈匝间绝缘耐压，测定发电机空载灭磁时间常数，录取灭磁时转子过电压波形，测量发电机定子残压及发电机电压相序。
三、试验前应达到的运行状态
1、发电机转速应达到3000转/分，并保持稳定，振动在要求范围内。
2、发电机、励磁系统的
一、二次设备处于冷备用状态。
3、发电机保护全部投入(至机、炉联锁压板不投)。
4、励磁装置完好。
5、发电机冷却系统投运，并且工作正常。
6、发电机测温系统已投入运行，并处于正常工作。
四、试验接线
1、发电机、励磁装置
一、二次系统接线完全。
2、在发电机三相电压回路上并接标准电压表(录波器)。
3、在发电机励磁回路分流上并接转子电流表(采用0.2级毫伏表)。
4、在发电机转子线圈两端并接电压表(录波器)。
五、操作步骤
㈠发电机空载和匝间耐压试验
1、检查发电机、励磁装置
一、二次回路正常。
2、检查发电机开关、灭磁开关、励磁闸刀、发电机压变闸刀(小车)在拉开位置，测量发电机定子绝缘电阻。
3、检查发电机冷却系统正常。
4、合上发电机所有压变闸刀(小车)，并放上压变低压熔丝。
5、合上发电机励磁装置电源闸刀。
6、放上发电机灭磁开关操作、合闸熔丝。
7、发电机转速达到2500转/分时合上发电机灭磁开关。
8、转速达到3000转/分时，按下起励按钮，发电机建立电压后调节电位器，使发电机电压上升至6000V，中间每隔1000V停留读数。
9、检查发电机各组电压互感器二次电压值的正确性并读数。
10、检查核对三相电压相序、对称性，及表计指示情况。
11、检查各组电压互感器二次电压并送至继电保护装置情况，并察看保护动作情况，测量YH开口三角不平衡电压值。
12、调节励磁装置，使发电机电压上升额定电压的1.3倍停留5 电机的转速及励磁电流的波动，每隔一分钟读一次表。
13、调节励磁装置，使发电机电压下降至最小值，中间每隔1000V停留读数。 ㈡空载灭磁时间常数和转子过电压波形测录：
14、调节励磁电流，使发电机电压上升到额定电压。
15、检查录波器和选择适当的量程。
16、启动录波器后拉开发电机灭磁开关。
17、测量发电机残压及相序。
分钟，并密切注意发
18、检查录波情况。
19、拉开发电机励磁变闸刀。
20、试验结束，拆除试验接线、表计，恢复发电机、励磁装置
一、二次系统恢复至原备用状态。
六、注意事项及有关要求
1、试验接线、测量表计应连接可靠、正确。
2、在一次设备上工作应先验电，并做一些必要的保安措施。
3、调节励磁电流时，应缓慢进行，并只允许在同一方向调节。
4、测量用的表计采用0.5级以上，性能稳定可靠，读表时应待表计停稳后同时读数。
5、异地操作、测量、指挥应有专用电话或其他通讯设备。
6、在整个试验过程，发电机长期保持3000转/分，否则定子电压值应进行修正。
7、试验中，二次电压回路严禁短路。
第七章 发电机与系统并列
一、试验范围
本试验范围如下：发电机、励磁回路、发电机流变、压变
一、二次回路，发电机、励磁系统控制、保护、信号回路，发电机开关、1AH-8AH高压母线及电缆
二、试验目的：
检查同期系统的正确性和完整性，保证发电机组与系统实现同期并列。
三、定相试验准备及注意事项
1、检查发电机、高压开关设备及电缆完好，具备投入运行条件。
2、准备好试验中需使用的相位表。
四、发电机定相试验步骤：(倒送电方式)
(-)母线侧
1、检查插件开关在检修位置。
2、检查发电机保护已全部投入。
3、合上发电机开关。
4、测量发电机进线侧压变(机端压变)及老系统母线压变二次各相电压的大小、相序及相位。两者的大小应接近相等，相序相同。
(二)发电机侧
1、检查发电机开关在检修位置。摇入插件开关到工作位置。
2、检查发电机保护已全部投入。
3、合上发电机灭磁开关。
4、增加励磁电流，升压至额定值。
5、测量发电机机端压变及励磁压变二次各相电压的大小、相序及相位。结果应与前者大小应接近相等，相序相同。
6、将发电机电压降为零，断开发电机灭磁开关。
五、自动假同期试验：
试验前准备好录波装置并接入如下测录量：发电机进线侧压变和发电机机端电压;发电机开关的一对常开辅助接点;自动准同期装置的合闸脉冲。
1、检查发电机开关在试验位置。
2、摇入所有插件及压变开关。
3、合上灭磁开关，使发电机电压升至额定电压。
4、 合上自动准同期装置的投入开关，观察自动准同期装置工作正常并发出合闸脉冲，“合闸”指示灯亮，发电机开关合闸成功。
5、退出自动准同期装置投入。
6、将发电机电压降为零，断开发电机灭磁开关
7、拆除试验接线，恢复原状。
六、自动准同期并列：
1、检查发电机开关在热备用位置。
2、合上灭磁开关，发电机电压升至额定电压。
3、 合上合上自动准同期装置投入开关，观察自动准同期装置工作正常并发出合闸脉冲，“合闸”指示灯亮，发电机开关合闸成功。
4、退出自动准同期装置投入。
第八章
机组并网后电气试验
一、试验范围
本试验的范围：发电机、励磁装置，发电机压变、流变、发电机开关，上述设备的二次回路。
二、试验内容
1、检测发电机电流互感器回路的相位是否正确。
2、差动保护等回路的不平衡电流是否稳适当，
3、测量不同负荷下(50%、100%额定功率)的发电机轴电压。
三、检测发电机电流互感器回路的相位
在发电机的负荷达到50%以上时，用相位表测量各保护及测量回路中各相电流的数值和相位，并记录发电机负荷及功率因数。根据所得结果，确定电流二次回路接线的正确性。
四、差动保护等回路的不平衡电流，
在不同负荷下，测量发电机、变压器，发变组保护各差动保护的不平衡电流，其数值应在要求范围内.
第四篇：发电厂主要指标
发电厂主要指标、计算、分析
1、发电量
计算电能生产数量的指标，是发电机转换产出的有功电能数量，单位kwh
万kwh、亿kwh。 电量=(本次底码—上次底码)*变比
2、供电量(上网电量)
发电厂实际向厂外供出的电量，目前已关口表计量为准。
供电量=发电量—厂用电量
3、结算电 量
发电厂与电力部门经济结算的电量
4、供热量
热电厂在发电的同时，对外供出的蒸汽和热水的热量，单位：KJ 百万KJ等
5、火力发电厂全厂热效率
火电厂与发电量相当的总热量占发电耗用热量的百分比
凝汽全厂热效率=3600kj/kwh/发电标煤耗kg/kwh*29.308Mj/kg=860cal/kwh/发电标煤耗*7000calL/kwh 国家规定：计算发电效率是电力当量为0.1229,既发1kwh电量折算为0.1229kg标准煤，每1KG标煤的发热量为29.308KJ。每KWH电量相当热量=0.1229*29307.6==3600kj/kwh ;1kcalL==4.1868KJ
3600KJ==860kcal
6、厂用电量(率)、发电厂用电、供热厂用电量
定义：发电所耗用的厂用电量与发电量的比率
供热厂用电率=纯供热厂用电量/供热量。
热电厂的综合厂用电率=(电力厂用电量/发电量)+(热力厂用电量/发电量)
热电比==供热量/发电量=供热量/(发电量*860kcal)
2、降低厂用电的措施
机组的容量、负荷率、燃料、辅机效率、运行方式
制定节能措施、加强计量管理，实现机组的经济调度、生产用电和非生产用电要分开计量等。
7、煤耗(发电标煤耗、供电标煤耗)
煤耗是指火力发电厂在发电生产过程中单位电能所耗用的燃料的指标
发电煤耗(g/kwh)=发电耗用标准煤量T/发电量(万kwh)*100
供电煤耗(g/kwh)=发电耗用标准煤量T/供电量(万kwh)*100 标准煤耗的计算：正平衡法，反平衡法
=燃料量*低位发热量/7000
8、水耗
汽轮机指标对供电煤耗的影响
1、汽轮机工作原理
A、热耗率-----每发1kwh电能所耗用的热量。
热耗率==汽轮机的汽耗率*主蒸汽焓-----给水率*高加出口给水焓
B、汽耗率----每发1kwh电能所消耗的蒸汽量
汽耗率==主蒸汽量/发电量
C、汽轮机效率
==3600/汽耗率*(汽机入口主蒸汽焓---高加出口给水焓)% 汽机的蒸汽参数指标
1、主蒸汽压力
压力每升高1Mpa,热耗减少0.55---0.7%，煤耗降低1.5---2.2g/kwh，中温中压机组压力的变化± 0.5Mpa
2、主蒸汽温度
主蒸汽温度降低1 ℃，影响热耗0.03%，煤耗增加0.1g/kwh。
中温中压控制在+5 ℃
--1 0℃ 范围内。
3、排汽温度
排气温度高，需要增加冷却水量，增加汽耗，增加厂用电。 排汽温度变化1 ℃，影响热耗0.3---0.5%煤耗变化1.2g/kwh左右。
4、真空度
影响供电煤耗的主要因素。汽轮机的真空高，热耗和煤耗低，真空低，热耗和煤耗高。冷却水降低1 ℃，真空提高0.3---0.5%煤耗降低0.3---0.5%
5、循环水温度=凝汽器出口水温---凝汽器进口水温
循环水温升变化1 ℃，影响热耗变化0.3—0.5%
6、凝汽器端差
排气温度与凝汽器冷却水出口温度之差。端差控制在4---8 ℃，夏季控制到12 ℃以内，冬季一般控制在7 ℃以内。
端差每增加1 ℃，热耗增加0.3---0.5%
7、凝结水过冷却度
排气压力相对应的饱和温度与凝结水温之差。
过冷度一般控制在0.5---2度，过冷度每升高1 ℃，热耗增加0.014%。
8、给水温度 ---- 高加出口给水温度值
9、高加投入率
投入率每降低1%，发电煤耗升高0.08g/kwh。
10、循环水泵、给水泵、凝泵等辅机单耗
锅炉指标对煤耗的影响的分析
1、主蒸汽压力----压力的波动直接影响到锅炉和汽轮机的安全性和经济性，Mpa
压力低1Mpa热耗降低0.6%
2、主汽温度----末级过热器出口的温度， ℃
温度过高，金属材料的强度下降，缩短过热器和汽轮机的寿命，温度低于额定值，会使蒸汽做功下降，汽耗、热耗增加。
中高压机组温度降低10 ℃，热耗降低0.45%
( 10分钟50 ℃)
3、排烟温度
110---160 ℃ ，排烟温度升高使排烟焓增加，排烟损失增大，排烟温度升高1 ℃，锅炉效率降低0.035---0.055%
4、飞灰可燃物-----飞灰含碳量，
飞灰除了与燃料有关外，主要决定于运行人员的操作水平，与过剩空气系数、炉膛温度、风料的混合程度有关。
飞灰可燃物每降低1%，锅炉效率约提高0.31%
5、给水温度
6、入炉燃料的含水率
7、风机的单耗(引风机、一次风机、二次风机、返料风机)
8、汽水损失率---发电汽水损失量与锅炉蒸汽流量的比值。
9、补水率----全厂补充水率与锅炉蒸发量的比率。
第五篇：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。