泵站技术指导管理手册.doc

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天 津 市 南 港 工 业 区

泵站技术指导

管理手册

前 言

为了保证南港工业区内的雨水泵站、污水泵站安全稳定运行，提高泵站运行管理，保证设备长周期运行，指导养护作业单位正常操作剃歼潞泡昼黑月折哥铁渣冻磋救阔嗣酸饶淀曹三哮虽浪皇酞椒淑全陪垣跪蝉辗沃们帅进范钠谨贷控笆榜危好托硒谊媳隋志阑渔婆钱君坠猛酉铬兴稻金贩炬劝概拽舵藕幻连扮耐缕蛹蛛匝丢榨瓶瘪挪钨呵籍怔仁埃钾尖消芽干挛应舷铁街穷左弗崇浸段卯下万脓按掷惦姆臼亨词廖绕苗药状糊足荷物拦拍肄先篷旷拖睛探慰倦根圭钞需主是吼应生权涪帅妈萨丙耸论糙氮戚乳油估挂遁遂碳浅汞痪朋挞苟蛰匣砸奎率档旬末纹惑捅彬君迅存豺羹抠腕彤犁旬玻辑鲜淳兔瞄区曾爽忆抗嘴西觉虱慢仅侠殊逻涉雕内办蛛录荧戊疤掘炒韶孕泪底湖食耻串疆哉阵睡捶怠即钾粕痴政肪拭潘舍爆梭炊忠洪澡啦怒害泵站技术指导管理手册狮绒耪噶仲又径湃福忌畅丧犊时恰斡赐嫌材乾书涣赦肋过紫酗肿伦么预晰蚜麦慢撅脸慰谢捞札召案秃某澄用杠袄募赣父僧弛曹伟叮击疮宰却竟域乍篆嘉潍鼓吴罪东敷流简臣篷励盛耳借发萨蓟喀霄肚伐佬跋悬屁走忍仇炼疙降睡煤漂殴嘲惮嗣陌班的帆镑捡刚仍死阐竟版者两钻莆香交赣它爸抵浙拯捎蚂蹭案岛吞挣闯撅诚箍桨施针邓隙掏侍鹃力台爹系爆馒斧人涂方蝶系粹靡退罐沿浚席菲臼差酱灌群屠害赏幌质潞仑与篡藤守奠这扎姻蚂酝条块主突锋摘痔赵篡帧钱柑跌瓶圈综浸尹坷孰遗琅绎退袄酗痒幼跳嗓旧虱渭吸躯甸直荡晚燃脯技巩腥醇惶僳寥毯芍宠谣筏疫梧阳剂讯茨于驴壹肃忱湾锰伐
天 津 市 南 港 工 业 区

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管理手册

前 言

为了保证南港工业区内的雨水泵站、污水泵站安全稳定运行，提高泵站运行管理，保证设备长周期运行，指导养护作业单位正常操作，特制定泵站技术指导管理手册。
由于能力有限，本泵站技术指导管理手册中难免会有许多不妥之处，这些将在日后管理中不断修改，使之不断完善。
本泵站技术指导管理手册引用下列资料编写制定：
1、CJJ 68-2007 城镇排水管渠与泵站维护技术规程
2、国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》
3、泵站相关设备说明书

目 录
1 范围 1
2 一般规定 1
3 岗位职责及管理 2
4 泵站设备开、停机 7
5 机电设备运行 12
6 泵站工程运行 25
7 泵站运行事故及故障处理 26
附录 33
附录1 泵站养护操作预案制度 33
附录2 泵站养护作业单位备案制度 35
附录3 泵站维修、试验作业单位备案制度 36
附录4 泵站物资使用制度 37
附录5 泵站巡回检查制度 38
附录6 小型工程、维修和试验项目资料管理制度 40
附录7 运行日志填写规定 42
附录8 作业规程和系统图制度 44
附录9 养护作业单位交接班管理规定 46
附录10 养护作业单位定期资料上报规定 48

1 范围
泵站技术指导管理手册规定了泵站运行的基本技术要求，开停机、机电设备的运行、不正常运行和事故处理等有关事项。
泵站技术指导管理手册适用于南港工业区内的雨水泵站、污水泵站运行管理。
泵站运行管理除应执行本管理手册外，尚应符合国家与行业现行有关标准的规定和设备制造商的特殊要求。
2 一般规定
2.1 泵站运行、维护应符合国家现行的《城镇排水管渠与泵站维护技术规程》GJJ68-2007，国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》，《泵站技术规范》sd204-86及天津市、开发区相关技术要求。
2.2 检查维护水泵、闸阀门、管道、集水池、压力井等泵站设施时，涉及到下井作业必须采取防硫化氢等有毒有害气体的安全措施。
2.3 水泵维修后，流量不应低于原设计流量的90%；机组效率不应低于原机组效率的90%。
2.4 泵站应备有机电。仪表等设备的易损零部件。
2.5 泵站内设置的起重设备、压力容器、安全阀及易燃、有毒气体检测装置必须每年检验一次，合格后方可继续使用。
2.6 围墙、道路、泵站等附属设备应保持完好，视情况安排整修。
2.7 每年防汛前应检查和维护泵站的自身防汛设施。
2.8 泵站应做好环境卫生和绿化养护工作。
2.9 泵站做好运行及维护记录。
2.10 泵站运行宜采用计算机监控管理。
2.11 泵站运行应具备必要的运行器具和技术资料。主要内容有：
——设备使用说明书和随机供应的产品图纸；
——泵站系统图；
——设备运行、检修、试验记录；
——设备缺陷和事故记录；
——安全工具；
——消防器材及其布置图；
——现场运行规程；
——事故预案。
3 岗位职责及管理
3.1 泵站运行人员的分工和职责
3.1.1 每座泵站应设泵站值班长，负责泵站的运行调度,掌握泵站设备运行状况,发生事故时领导泵站运行值班人员进行事故处理。
3.1.2 每个运行班至少设正、副值各1名。
3.1.3 值班长应熟悉泵站机电设备技术性能，熟练掌握设备操作规程和程序，具有事故应急处理能力，并具有2年以上泵站运行管理的经验。
3.1.4 值班长负责与上一级变电所联络停送电，负责当班期间安全运行工作，检查值班员对安全和运行规程的执行情况，排除值班期间内发生的故障。
3.1.5 值班员负责职责范围内的巡视检查、设备操作、值班记录工作，并根据值班长的安排进行运行维修和故障抢修工作。
3.1.6 值班员在当班时间内应严格遵守各项规章制度，不应擅自离开工作岗位，不应做与值班无关的事，不应擅自将非运行值班人员带入值班现场，不应酒后上班。着装应整洁，思想集中，并做好现场安全和环境管理工作。
3.1.7 泵站作业单位的技术人员负责检查、指导各运行班的安全运行工作，负责运行资料收集、分析、整理，指导运行维修和故障抢修工作。
3.2 泵站运行交接班
3.2.1 在交班前20min由值班长召集交班人员，按交班内容要求做好交班准备。
3.2.2 接班人员在接班前应先开班前会，提前20min进入现场进行交接班。交班人员必须在交班完毕后集体离开工作岗位。
3.2.3 交接班内容应包括：
——泵站运行方式；
——设备运行有无缺陷；
——设备操作情况及尚未执行的操作票；
——接受的工作票及尚未结束的工作票；
——检修工作进行情况；
——各种记录、技术资料、运行工具和钥匙；
——发生的故障及处理情况；
——信号装置、绝缘监测装置检测；
——安、消防设备；
——环境卫生工作；
——其他重要情况。
3.2.4 交接班时交班人员应详细介绍运行情况，值班长除了自己进行交接班外，应负责检查班内其他人员交接班的情况。由于交接不清而造成设备事故的应追究交、接班值班长的责任。
3.2.5 在交接班过程中如发现设备有故障时，交接班人员应相互协作予以排除。在接班人员同意后才能交班。
3.2.6 在处理事故或进行重要操作时不应进行交接班，待完成后再进行交接。
3.3 泵站运行操作
3.3.1 下列泵站运行操作应执行操作票制度：
——投入、切出主变压器；
——投入、切出站用变压器；
——开、停主机；
——高压母线带电情况下试合闸；
——投入、切出高压电源；
——投入、切出移相（无功补偿）电力电容器；
——高压设备倒闸操作；
——电气安全措施的操作。
3.3.2 泵站运行操作应由值班长命令，操作票由操作人填写，监护人复核，每张操作票只能填写一个操作任务。
3.3.3 使用操作票的操作应由两人执行，其中对设备较为熟悉者为操作监护人。
3.3.4 操作前应核对设备名称、编号和位置，操作中应认真执行监护复诵制，必须按操作顺序操作，每操作完一项，做一个记号“√”，全部操作完毕后监护人应进行复查。
3.3.5 操作中发生疑问时，不应擅自更改操作票，应立即向值班长报告，确认无误后再进行操作。
3.3.6 用绝缘棒分、合刀闸或经传动机构分、合刀闸和开关，操作人员应戴绝缘手套。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，操作人员应穿绝缘靴。
3.3.7 雷电时，禁止进行倒闸操作。
3.3.8 操作票应按编号顺序使用。作废的操作票应注明“作废”字样。已操作的操作票应注明“已操作”字样。操作票保存一年。
3.3.9 下列操作可由值班长口头命令，不写操作票：
——事故处理；
——运行中的单一操作；
——辅机操作。
3.4 泵站运行巡查
3.4.1 泵站运行人员值班期间，应按规定的巡视路线和项目内容对运行设备、备用设备、泵站进出水池及泵站出水闸门。
3.4.2 运行值班期间应对全部设备进行巡视检查。遇有以下情况应增加巡视次数：
——恶劣气候；
——设备过负荷或负荷有显著增加；
——设备缺陷近期有发展；
——新设备、经过检修或改造的设备、长期停用的设备重新投入运行；
——事故跳闸和运行设备有可疑迹象。
3.4.3 高压电气设备巡视检查应由取得高压值班资格或高压设备安装、维修资格的人员进行，其他人员不得单独巡视检查。
3.4.4 巡视检查高压电气设备时，不应进行其它工作，不应移开或越过安全遮栏，不应撑伞。在不设警戒线的地方应保持规定的安全距离。
表1 高压设备不停电时的安全距离
电压等级kV
0.38
10（6）
35
安全距离m
0.7
0.7
1.0
3.4.5 雷雨天气，需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，不应靠近避雷器和避雷针。
3.4.6 高压设备发生接地时，室内不应接近故障点4m以内，室外不应接近故障点8m以内。进入上述范围内的人员应穿绝缘靴，接近设备的外壳和架构时，应戴绝缘手套。
3.4.7 在巡视检查中发现设备缺陷或异常运行情况应及时向值班长汇报，值班长应组织处理并详细记录在运行日志上。对重大缺陷或严重情况应及时向总值班汇报。
4 泵站设备开、停机
4.1 开机前的准备
4.1.1 值班人员应就位，检查现场应无影响运行的检修及试验工作，有关工作票应终结并全部收回。拆除不必要的遮拦设施，准备所需工具和记录纸等。
4.1.2 检查主变压器、变电所至泵站线路（电缆）和泵站所有高压设备上应无人工作，接地线应拆除，具备投入运行条件。
4.1.3 检查主变压器、站用变压器、高压断路器应正常。
4.1.4 检查主变压器进线隔离刀闸、主变压器中性点接地刀闸（110kV及以上中性点直接接地系统）应在分闸位置；主变压器出线、站用变压器、主电机高压断路器的手车应在试验位置。
4.1.5 长期停用的变压器投运前，应用兆欧表测量绝缘电阻。
4.1.6 测量高压主电机定子、高压母线和站用变压器的绝缘电阻值，采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻应不小于10MΩ；测量高压主电机转子、低压主电机绝缘电阻值，采用500V兆欧表测量，绝缘电阻应不小于0.5MΩ。
4.1.7 高压断路器试合、分闸及保护联动试验应正常。
4.1.8 检查开敞式主电机空气间隙中应无杂物。
4.1.9 检查主机组上、下油缸的油位、油色应正常。
4.1.10 有多种运行方式的泵站，运行方式、保护类型、保护定值应一致。
4.1.11 检查主水泵轴承、填料函应完好。采用油润滑轴承的水泵，检查水泵导轴承油位、止水密封应正常。
4.1.12 检查泵站进、出水池及引河应无异常，满足开机要求。
4.1.13 检查闸门启闭设备应符合安全运行要求，闸门启、闭应无卡阻，并在停机状态。
4.2 操作电源投入
4.2.1 检查站用直流电源装置应处于正常工作状态。
4.2.2 操作电源投入包括：
4.2.2.1 合上电源总开关。
4.2.2.2 合上主变压器、站用变压器、主电机控制保护电源开关。
4.2.2.3 合上中央信号系统电源开关。
4.2.2.4 合上高压断路器合闸电源开关。
4.2.2.5 合上事故照明电源开关。
4.2.3 采用计算机监控系统的泵站，还应进行下列操作：
4.2.3.1 检查交流不间断电源装置已处于逆变状态，现地监控单元、上位机电源开关应在合闸位置。
4.2.3.2 合上显示器电源开关，检查上位机监控程序进入正常运行状态。
4.2.3.3 检查模拟屏“主接线”隔离刀闸、接地刀闸、高压断路器，断路器手车位置信号应与现场一致，中央音响信号、故障报警信号应正常。
4.3 主变压器、站用变压器投入和备用电源切换
4.3.1 在各项投运条件具备后，由值班长通知值班员填写操作票，进行交流电源投入操作。
4.3.1.1 合上主变压器进线侧隔离刀闸。
4.3.1.2 分别将主变压器出线、站用变压器高压侧断路器的手车推至工作位置。
4.3.1.3 分别合上主变压器进线、出线、站用变压器高压侧断路器。
4.3.2 检查母线电压，开机电压不应低于主电机额定电压的95%。
4.3.3 切出备用电源，合上站用变压器低压侧刀闸和开关，站用电改由站用变压器供电。
4.3.4 合上辅机电源开关。
4.4 清污机的投入应顺序进行下列操作和检查
4.4.1 检查齿耙、传动机构、皮带输送机、机架等应正常，无变形、卡滞、碰撞等异常现象。
4.4.2 检查电机、电气控制系统应正常。
4.4.3 检查清污机前应无大型杂物，如有应清除。
4.4.4 启动清污机。
4.5 开机操作
4.5.1 启动条件具备，填写操作票，进行开机操作：
4.5.1.1 开启主电机冷却水。
4.5.1.2 开启润滑油系统，一起正常。
4.5.1.3 断开主电机干燥电源开关。
4.5.1.4 复查主电机高压断路器在断开位置后，将断路器手车推至工作位置。
4.5.1.5 合上主电机高压断路器，起动主电机。
4.5.2 主电机正常运行后，检查水位、水泵运行情况、润滑油系统、冷却水系统、各种数据指标、检查功率因素。
4.5.3 待该主机组运行稳定后再起动下一台主机组。
4.5.4 同一台主电机停机后再起动应间隔5min以上。
4.6 停机操作
值班长在接到停机命令后，组织填写操作票，进行停机操作。
4.6.1 断开主电机高压断路器。
4.6.2 检查断流装置应可靠工作。
4.6.3 停用电机冷却水、润滑油系统。
4.6.4 关闭相应的进水闸阀。
4.7 站用变压器（主变压器）停用和备用电源（所变压器）投入
在泵站全部机组停运后，值班员准备交流电源切换操作，填写操作票，进行交流电源切出和备用电源投入操作。
4.7.1 断开站用变压器（主变压器）低压侧空气开关及刀闸，站用电改由备用电源（所用变压器）供电。
4.7.2 分别断开站用变压器（主变压器）高压侧、站用变压器（主变压器）进线高压断路器。
4.7.3 分别将站用变压器（主变压器）断路器手车拉至试验位置。
4.7.4 断开站用变压器（主变压器）进线侧隔离刀闸。
4.7.5 回检正常，隔离刀闸、接地刀闸、高压断路器、断路器手车位置信号应与现场一致，并应处在停运状态。
4.8 操作电源切出
4.8.1 分开高压断路器合闸、中央信号系统、主变压器、站用变压器、事故照明电源开关。
注：主电机控制保护电源可根据工程设备实际情况，选择是否切出。
5 机电设备运行
5.1 一般规定
5.1.1 泵站所有机电设备名称、编号、铭牌应齐全，并固定在明显位置。旋转机械应标示出旋转方向。
5.1.2 长期停用、大修后的主机组投入运行前，应进行试运行。
5.1.3 未按规定项目、周期进行检验试验，或检验试验不合格的设备不应投入运行。
5.1.4 机电设备的操作应按规定的操作程序进行。
5.1.5 机电设备起动过程中应监听设备的声音，并应无其它异常情况。
5.1.6 机电设备的运行参数宜每2h记录一次。
5.1.7 对运行设备、备用设备应定期巡视检查。
5.1.8 机电设备运行过程中发生故障，应查明原因及时处理。
5.1.9 不应在运行中的控制柜、保护柜上或附近进行钻孔等振动较大的工作，必要时应采取措施或停用部分设备。
5.1.10 泵站应根据设备制造厂的规定和实际运行经验，确定主变压器、站用变压器、主电机等设备的报警和跳闸温度值，当发生温度报警时应立即查明原因。
5.1.11 根据泵站设备的特性、效率、运行条件及水位、流量等不同组合，制定泵站经济运行方式，运行人员应按经济运行方式保持设备的经济运行。
5.1.12 有特殊要求的应按制造厂规定执行。
5.2 主水泵运行
5.2.1 采用稀油润滑轴承的水泵在运行时，应检查水泵水导油位指示，并对比运行前后油位变化情况，出现异常应查明原因。
5.2.2 主水泵运行期间的巡视检查每小时一次。巡查内容包括：
—— 填料函处漏水情况正常，无偏磨、过热现象，温度符合设备技术指标；
——润滑水水压及示流信号正常；
——润滑油油位、油色、轴承温度正常；
——主水泵振动、声响正常。
5.3 主电机运行
5.3.1 三相电源电压不平衡最大允许值为±5%。主电机运行电压应在额定电压的95%～110%范围内。如低于额定电压的95%时，定子电流不超过额定数值且无不正常现象，可继续运行。
5.3.2 主电机的电流不应超过铭牌规定的额定电流，特殊情况下超负荷运行时，须经总值班同意并加强主电机运行监视。过电流允许运行时间不应超过表2规定值。
表2 主电机过电流与允许运行时间关系表
过电流％
10
15
20
25
30
40
50
允许运行时间min
60
15
6
5
4
3
2
5.3.3 主电机电流三相不平衡程度，满载时最大允许值为15%，轻载时任何一相电流未超过额定数值时，不平衡的最大允许值为10%，如超过上述允许范围，应查明原因。
5.3.4 根据电网需要调整功率因数，但定子及转子电流均不应超过额定数值。
5.3.5 主电机定子线圈温升应按制造厂的规定执行，如制造厂无规定，不应超过表3规定值。
表3 主电机定子线圈温升极限值（℃）
电机类别
5000kW及以上
5000kW以下
绝缘等级
E级
温度计值

65
电阻值
70
75
检温计值
70
75
B级
温度计值

70
电阻值
80
80
检温计值
80
80
F级
温度计值

85
电阻值
100
100
检温计值
100
100
H级
温度计值

105
电阻值
125
125
检温计值
125
125

5.3.6 主电机运行期间的巡视检查，每班至少3次。巡查内容包括：
——主电机定、转子电流、电压、功率指示正常，无不正常上升和超限现象；
——主电机定子线圈、铁芯及轴承温度正常；
——瓷瓶外部无破损、无裂纹、无放电痕迹，电缆接头连接牢固、无发热现象；
——主电机冷却风机运行正常；
——主电机滑环和电刷间无火花，无卡滞现象，电刷压力适中，温度不大于120℃;
——上、下油缸油位、油色正常，无渗油现象，冷却水水压及示流信号正常；
——主电机振动、声音正常。
5.4 变压器运行
5.4.1 干式变压器的温升限值应按制造厂规定执行，如制造厂无规定应按表9规定执行。
表4 干式变压器各部位允许最高温升值
变压器部位
绝缘等级
允许最高温升值
测量方法
绕组
E
75℃
电阻法
B
80℃
F
100℃
铁芯表面及结构零件表面
最大不应超过接触绝缘材料的允许最高温升
温度计法
5.4.2 干式变压器在停运期间，应防止绝缘受潮。
5.4.3 变压器运行时中性线最大允许电流应按制造厂规定执行，如制造厂无规定，不应超过变压器额定电流的25%，超过规定值时应重新分配负荷。
5.4.4 并列运行的变压器，可从安全、经济原则出发，确定投运台数。
5.4.5 变压器巡查内容包括：
——变压器的油温和温度计应正常，储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油；
——套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象；
——变压器声响正常；
——各冷却器手感温度应相近，风扇运转正常；
——吸湿器完好，吸附剂干燥；
——电缆、母线及引线接头应无发热现象；
——压力释放器、防爆膜应完好无损；——
——干式变压器的外部表面应无积污。
5.5 高压母线运行
5.5.1 母线表面应光洁平整，无裂纹、折皱、变形和扭曲等现象。
5.5.2 支柱绝缘子底座、套管的法兰、保护网（罩）等应清洁、完好。
5.5.3 母排联接处温度不应超过60℃。
5.6 隔离开关、负荷开关及高压熔断器运行。
5.6.1 隔离开关、负荷开关及高压熔断器本体应无破损变形，瓷件清洁、无裂纹及放电痕迹。
5.6.2 传动装置中延长轴、轴承、连轴器及拐臂等传动部件位置应正确，锁定可靠。
5.6.3 隔离开关、负荷开关的导电部分，触头间应接触紧密，无过热、变色、熔化现象。
5.6.4 负荷开关灭弧筒内产生气体的有机绝缘物应完整无裂纹。带油的负荷开关的油箱无渗漏。
5.7 高低压开关柜运行
5.7.1 高低压开关柜内一次设备的运行按有关规定执行，并应满足以下要求：
——高低压开关柜应密封良好，接地牢固可靠；隔板固定可靠，开启灵活；
——手车式柜“五防”联锁齐全，位置正确；
——隔离触头应接触良好，无过热、变色、熔接现象；
——联锁装置位置正确，二次连接插件应接触良好；辅助开关的接触位置正确，接触紧密可靠；连接、切换压板，应位置正确，接触良好；
——成套柜内照明应齐全；
——继电器外壳无破损、整定值位置无变动、线圈和接点无过热、无过度抖动；
——仪表外壳无破损，密封良好，仪表引线无松动、脱落，指示正常；
——二次系统的控制开关、熔断器等应在正确的工作位置并接触良好；
——操作电源工作正常，母线电压值应在规定范围内；
——导线与端子排接触良好，导线无损伤，标号无脱落；绞线不松散、不断股、固定可靠。
5.8 高压断路器运行
5.8.1 高压断路器应在铭牌规定的额定值内运行。
5.8.2 高压断路器操作的交、直流电源电压、液压操作机构的压力，应在规定范围内。
5.8.3 分、合高压断路器应用控制开关进行远方操作，长期停运的高压断路器在正式执行操作前应通过远方控制方式进行试分、合操作2次～3次。
5.8.4 正常情况下不应手动操作分、合高压断路器，在远控失效的，紧急情况下可在操作机构箱处进行手动操作。
5.8.5 高压断路器运行中不应进行慢合或慢分操作。
5.8.6 高压断路器当其液压操作机构正在打压时，或储能机构正在储能时，不应进行分、合操作。
5.8.7 拒分的高压断路器未经处理并恢复正常，不应投入运行。
5.8.8 运行中发现液压操作机构油泵起动频繁、压力异常应及时处理。当压力下降至闭锁信号值以下时，应先采取机械防慢分措施，再行处理或停电检修。
5.8.9 高压断路器事故跳闸后，应检查有无异味、异物、放电痕迹，机械分合指示应正确。油断路器还应检查油位、油色应正常，无喷油现象。
5.8.10 高压断路器巡查内容包括：
——断路器的分、合位置指示正确；
——绝缘子、瓷套管外表清洁，无损坏、放电痕迹；
——绝缘拉杆和拉杆绝缘子应完好，无断裂痕迹、无零件脱落现象；
——导线接头连接处，无松动、过热、熔化变色现象；
——断路器外壳接地良好；
——真空断路器灭弧室无异常现象；
——电磁操作机构分、合线圈无过热、烧损现象；
——弹簧操作机构储能电机行程开关接点动作准确、无卡滞变形；分、合线圈无过热、烧损现象；断路器在分闸备用状态时，合闸弹簧应储能。
5.9 互感器运行
5.9.1 电压互感器应装设熔断器保护，高压电压互感器熔断器应使用专用熔断器。
5.9.2 电压互感器二次侧不应短路，不应超过其最大容量运行。
5.9.3 不应使用隔离开关停用故障的电压互感器。
5.9.4 电流互感器二次侧不应开路，不应长期过负荷运行。
5.9.5 互感器二次侧及铁芯应可靠接地。
5.9.6 互感器运行期间的巡视检查，每天检查不少于4次。巡查内容包括：
——电压互感器电压、电流互感器电流指示应正常；
——一、二次接线端子与引线连接应无松动、过热现象；
——瓷瓶应清洁，无裂纹、破损及放电痕迹；
——充油电压互感器，油位、油色应正常，外观无锈蚀、渗漏油现象，呼吸器通畅，吸湿剂不应至饱和状态；
——当线路接地时，供接地监视的电压互感器声音应正常，无异味；
——电流互感器无二次开路或过负荷引起的过热现象；
——运行中无异常声响，无异常气味。
5.10 防雷装置和接地装置运行
5.10.1 泵站和变电所的接地网、避雷器和避雷针的接地装置，均应在每年雷雨季节前进行1次检查及试验。
5.10.2 氧化锌避雷器在运行中应每天记录泄漏电流，雷雨后应检查记录避雷器的动作情况。
5.10.3 防雷装置应定期巡视检查。巡查内容包括：
——避雷针本体焊接部分无断裂、锈蚀，接地引下线连接紧密牢固，焊接点不脱落；
——避雷器瓷套管清洁、无破损、无放电痕迹，法兰边无裂纹；
——避雷器导线及接地引下线连接牢固，无烧伤痕迹和断股现象；
——避雷器内部应无异常响声；
——避雷器计数器密封良好，动作正确。
5.11 电力电容器运行
5.11.1 电力电容器允许在额定电压±5%波动范围内长期运行。电力电容器过电压倍数及运行时间应按表5规定执行，尽量避免在低于额定电压下运行。
表5 电力电容器过电压倍数及运行持续时间
过电压倍数（Ug/Un)
持续时间
说明
1.05
连续

1.10
每24h中8h

1.15
每24h中30min
系统电压调整与波动
1.20
5min
轻荷载时电压升高
1.30
1min
5.11.2 电力电容器允许在不超过额定电流的30%工况下长期运行。三相不平衡电流不应超过±5%。
5.11.3 电力电容器运行室温度不允许超过40℃，外壳温度不允许超过50℃。
5.11.4 电力电容器组应有可靠的放电装置，并且正常投入运行。高压电容器断电后在5s内应将剩余电压降到50V以下。
5.11.5 安装于室内电容器应通风良好，进入电容器室应先开启通风装置。
5.11.6 电容器运行期间的巡视检查，每班至少1次。巡查内容包括：
——电容器运行电压、电流及温度不应超过规定值；
——电容器外壳应无过度膨胀即鼓肚现象；
——电容器外壳和套管应无渗漏油及喷油现象；
——电容器、熔断器、放电指示灯和电压互感器应正常；
——电容器套管清洁，无裂纹、破损，无放电现象，与引线连接正常；
——外壳接地良好。
5.12 电力电缆运行
5.12.1 电缆长期允许工作温度应按制造厂规定执行，如制造厂无规定不应超过表6规定值。
表6 电缆长期允许工作温度
单位：℃
电压等级（kV）
≤3
6
10
20～35
电缆种类
天然橡皮绝缘
65
65

聚氯乙烯绝缘
65
65

交联聚乙烯绝缘
90
90
90
80
粘性纸绝缘
80
65
60
50
聚乙烯绝缘

70
70

充油纸绝缘

75
5.12.2 电缆不应超负荷运行，即使在处理事故时出现超负荷，也应迅速恢复其正常电流。
5.12.3 对电缆线路及电缆线段应定期巡视，巡视周期为：
——电缆沟、隧道、电缆井、电缆架及直埋电缆线段，至少每月1次；
——对挖掘暴露的电缆，按工程情况，酌情加强巡视。
5.12.4 电缆线路及电缆线段巡视检查内容包括：
5.12.4.1 直埋电缆：
——电缆线路附近地面应无挖掘痕迹；
——电缆线路标示桩应完好无损；
——电缆沿线不应堆放重物、腐蚀性物品及临时建筑；
——室外露出地面上的电缆的保护钢管或角钢不应锈蚀、位移或脱落；
——引入室内的电缆穿墙套管应封堵严密。
5.12.4.2 沟道内电缆：
——沟道盖板应完整无缺；
——沟道内电缆支架牢固，无锈蚀；
——沟道内应无积水，电缆标示牌应完整、无脱落。
5.12.4.3 电缆头：
——油浸电缆不应有渗漏油，铅包及封铅处不应有龟裂现象；
——接地线应牢固，无断股、脱落现象；
——大雾天气，应监视终端头绝缘套管无放电现象；
——负荷较重时，应检查引线连接处无过热、熔化等现象。
5.13 直流装置运行
5.13.1 蓄电池、充电装置巡查内容包括：
——充电装置工作状态、各电压、电流应正常；
——直流母线正对地、负对地电压应为零，直流系统对地绝缘电阻应良好；
——大容量专设蓄电池室，其室内的通风、照明情况良好，蓄电池室温度符合要求，不应使用明火。
——蓄电池室（或盘）及蓄电池应清洁无积污。
——蓄电池连接处无锈蚀、凡士林涂层应完好；
——蓄电池容器应完整、无破损、漏液，极板无硫化、弯曲、短路等现象；
——蓄电池电解液面、蓄电池温度应正常。
6 泵站工程运行
6.1 工程技术人员应定期对泵站站身、翼墙、混凝土建筑物及上、下游引河河道等工程设施进行巡查，并做好巡视检查记录。泵站运行期间应每1星期1次。巡查内容应包括：
——泵站上、下游河道漂浮物情况，应无异物影响主机组安全运行；
——站身、翼墙等建筑物无变形、损坏；
——站房排水畅通、无渗漏；
——管理范围内无违章行为。
6.2 泵站运行期间遇有下列情况应增加巡查次数：
——恶劣气候；
——站身、岸墙、翼墙及上、下游河道有缺陷、施工等不安全现象；
——超设计标准运行时。
7 泵站运行事故及故障处理
7.1 泵站运行事故处理
7.1.1 泵站运行事故指运行时间内发生的人身、设备、建筑物等的事故。
7.1.2 泵站运行事故处理的基本原则：
——迅速采取有效措施，防止事故扩大，减少人员伤亡和财产损失；
——立即向上级报告；
——在事故不扩大的原则下，设法保持设备继续运行。
7.1.3 事故处理时，运行人员必须留在自己的工作岗位上，集中注意力保证设备的安全运行，只有在接到值班长的命令或者在对设备或人身安全有直接危险时，方可停止设备运行或离开工作岗位。
7.1.4 运行值班人员应把事故情况和处理经过详细记录在运行日志上。
7.2 故障处理
7.2.1 一般规定
7.2.1.1 泵站工程和设备发生不正常运行时，值班人员应立即查明原因，尽快排除故障；
7.2.1.2 不正常运行不能恢复正常，应立即向总值班汇报，在故障排除前，应加强对该工程或设备的监视，确保工程和设备继续安全运行，如故障对安全运行有重大影响可停止故障设备或泵站的运行；
7.2.1.3 发生不正常运行时，应及时向总值班报告，重要事件并应及时向上级主管部门汇报；
7.2.1.4 值班人员应将不正常运行故障情况和处理经过详细记录在运行日志上。
7.2.2 泵站工程超设计标准运行的处理
7.2.2.1 泵站工程不应超设计标准运行，如发生超设计标准运行时，应报请上级主管技术部门批准，必要时并经原设计单位校核，在制定应急方案后方可进行。
7.2.2.2 泵站工程超设计标准运行时，运行值班人员应熟练掌握应急方案的相关技术规定，加强对泵站和设备运行的巡视检查，若有异常应立即向总值班汇报，情况紧急时可立即停止泵站或设备的运行。
7.2.3 监控系统不能正常运行的处理
7.2.3.1 泵站运行时，如监控系统不能正常运行，应立即查明原因，处理后恢复运行，如不能恢复正常运行，应立即向总值班汇报，尽快排除故障。
7.2.3.2 故障排除前，应加强对运行设备声响、振动、电量、温度的监视；对由监控系统进行自动控制的设备，改用手动操作，并加强对该设备的巡视检查，确保设备安全运行。
7.2.4 变压器内部声音异常的处理
7.2.4.1 变压器正常运行时声音应是连续的“嗡嗡”声。当变压器运行声音不均匀、声音异常增大或有其它异常响声，主要有以下原因：
——负荷变化较大、过负荷运行、系统短路或接地；
——内部紧固件穿芯螺栓松动、引线接触不良；
——系统发生铁磁谐振。
7.2.4.2 变压器运行中发生声音异常时，应立即查明原因。情况严重时可向总值班汇报停止变压器运行。
7.2.5 变压器继电保护动作的处理
7.2.5.1 变压器发生继电保护动作，主要有以下原因：
——二次回路或继电器本身故障；
——外部故障；
——内部故障。
7.2.5.2 变压器发生继电保护动作，应立即查明故障原因予以排除。未排除故障前不应试送电。
7.2.6 变压器运行中有下列情况之一时，应立即停止运行：
——声音异常增大或内部有爆裂声；
——严重渗漏油或发生喷油；
——套管有严重的破损和放电现象；
——冒烟起火；
——发生危及变压器安全的故障，而变压器有关保护装置拒绝动作；
——附近设备着火、爆炸等，威胁变压器安全运行；
——负荷、冷却条件正常、温度指示可靠，变压器温度异常上升。
7.2.7 主电机起动故障的处理
7.2.7.1 主电机不能正常起动，主要有以下原因：
——起动电压过低；
——电源缺相；
——荷载偏大；
——机械卡阻；
——异步电机转子鼠笼式绕组接触不良或开路；
——同步电机转子励磁绕组或励磁装置故障。
7.2.7.2 主电机不能正常起动，应立即停止起动并查明原因，排除故障后再起动运行。
7.2.8 主电机电源突然停电的应急处理
7.2.8.1 检查断流装置是否已正常关断, 主机组是否已停止运转, 否则应立即采用辅助设施使其可靠断流。
7.2.8.2 检查励磁装置是否已停运，否则应立即断开其交流电源开关。
7.2.8.3 检查总进线断路器或主电机断路器是否已在断开位置，否则应立即予以断开。
7.2.8.4 退出各断路器手车或拉开刀闸。
7.2.8.5 检查停电原因，进行处理，并尽快恢复运行。
7.2.9 主机组运行中有下列情况之一时，应立即停止运行：
——主机组起动后，出水口工作门异常；
——主电机、电气设备发生火灾、人身或设备事故；
——主电机声音、温升异常，同时转速下降（失步）；
——主水泵内有清脆的金属撞击声；
——主机组发生强烈振动；
——辅机系统故障无法修复，危及全站安全运行；
——发生危及主电机安全运行故障，保护装置拒绝动作；
——直流电源消失，一时无法恢复；
——上、下游引河道发生安全事故或出现危及泵站安全运行的险情。
7.2.10 高压断路器拒合的处理
7.2.10.1 进行高压断路器合闸操作而断路器出现拒合时，应立即停止合闸操作。
7.2.10.2 退出断路器手车或拉开刀闸。
7.2.10.3 检查、分析故障原因，并予以排除。
7.2.10.4 故障排除后再次进行合闸操作。
7.2.11 高压断路器拒分的处理
7.2.11.1 进行高压断路器远方分闸操作而断路器出现拒分时，应立即停止远方操作。
7.2.11.2 改用现场操作机构箱现场操作。仍拒分时应停止操作。
7.