绝缘专业二十五项反措实施细则剖析

1 防止发电机损坏事故
1.1防止发电机定子绝缘击穿。

1.1．1加强设备维护工作
1.1．2大修时对发电机进行全面检查，重点查定子槽楔是否打紧，定子端部绑线和各种垫块是否与线圈绑牢垫紧，机械紧固件是否拧紧锁住，有无松动磨损现象。

发电机大修时对端部引线自振频率进行测定，对不合格点进行调频处理，防止机组端部引线振动引起股线疲劳断裂、磨损线棒绝缘。

1.1.3大修时重点检查发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头处绝缘，进行端部各点的电位外移试验，对不合格点进行处理。

1.1.4大修前用高内阻电压表测量测温元件(上下层线棒间)的对地电位。

正常情况下一般小于5伏，如个别元件电位特别高。

说明线圈松动，可能产生电腐蚀。

大修中，如存在元件电位高，线圈松动等有疑问处，应测量线棒防晕层的对地电位，处理不合格点，测量电位时,应注意人身安全。

1.1.5严防向发电机内漏油，以免线圈绝缘和绝缘漆因受到油的腐蚀、溶解、而使绝缘强度和防晕性能降低。

1.1.6运行中应严防误操作、自动装置误动、非同期并列、以及小动物破坏、金属体及漏水等外界影响，使发电机出口处遭受突然短路冲击。

1.1.7防止氢气带水份充入机内。

氢气湿度在线监测仪应保证完好投运。

氢气干燥器定期巡视维护、滤网定期清理。

1.1.8定期检查内冷水箱、主油箱等处漏氢量及机组补氢量。

超标时，相关人员积极进行漏氢查找、消除漏点。

1.2防止定子线圈接头开焊、断股。

1.2.1运行中值班人员应加强发电机监视，一旦闻到焦味，应立即查明原因，及时处理。

1.2.2 大修或遭受大电流冲击后的小修时，应仔细检查接头附件有无过热变色、焦枯、流胶等现象，并认真测量定子线圈各相的直流电阻，误差超标时，必须仔细分析，查明原因，及时处理。

定子线圈绝缘盒内，
应用填料填满，包扎牢固，以防股线磨断。

大修时，应仔细检查，如有发空现象，应剥开进行处理。

1.3防止定子铁芯烧损
1.3.1 检修中应采取措施保护铁芯，防止碰撞损伤。

进出定子膛必须穿连体服，膛内保持清洁，特别要防止螺帽、焊渣、工具及其它金属物遗留在发电机内，造成铁芯短路，损坏绝缘，引起接地故障。

固定发电机内端盖及风扇挡圈的螺丝，应加装止动垫片锁紧，以防松动，引起短路烧坏铁芯。

检修中，应认真检查发电机内端盖结合面有无腐蚀现象，若发现有电腐蚀现象可采用2—3mm厚的环氧玻璃布板予以隔开，其固定内端盖的螺丝亦应加绝缘套管和绝缘垫圈。

1.3.2发电机电压系统中有一点接地，继电保护动作于（三次谐波判据）信号时，应立即查明接地点，如发现接地点在发电机内部，应立即停机，将其消除。

1.3.3发电机大修时，应注意检查定子铁芯的压紧情况，如发现有松驰现象，必需处理后方能投入运行。

对铁芯绝缘有怀疑时，应进行铁芯试验。

1.3.4 发电机运行中，如铁芯温度升高，应及时查明原因，抓紧处理，防止烧坏铁芯。

1.3.5 发电机定子100％接地保护，处于完好运行状态。

1.4 防止发电机转子护环和零部件断裂飞逸。

1.4.1 每次大修都必须对护环进行探伤检查，如有必要还需拨下护环进行检查，发现2mm以下裂纹时，应打磨处理，发现2mm长度以上裂纹时，应报上级主管部门，由上级主管部门主持研究确定处理方案。

1.4.2 在大修中，应对平衡螺钉，平衡块，风扇固定螺丝，引线固定螺丝逐个进行仔细检查并记录。

如发现有松动或末锁紧现象，应彻底处理。

1.4.3 对发电机转子滑环，除选用优质碳刷外，还应注意加强运行维护工作，建立责任制，明确专人负责，每次停机均应检查维护。

1.5 防止发电机漏水、断水、堵塞、过热。

1.5.1 运行中发现机内有漏水现象或检漏仪器报警时，应立即对发电机进行详细检查。

当判明发电机定子线圈漏水时，应立即停机处理。

1.5.2运行中对定子线棒层间测温元件温差及出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差加强监视，当温差达8℃时应及时汇报查明原因。

1.5.3 发电机检修时，对定子线圈进行反冲洗和水压试验；定子线圈的流量试验，应根据制造厂家的规定和运行情况确定。

对温升有明显上升的线圈，应拆开引水管接头分路测量流量，并进行冲洗，如仍无效，则应拆开线圈的接头。

逐极或逐股进行冲洗，直至流量恢复正常。

必要时，用柠檬酸进行酸洗。

线圈的流量试验，应在同压力、同时间的情况下进行测量，并进行纵横比较。

若差值超过制造厂的规定时，应查明原因，将其消除。

1.5.4 定子线圈的绝缘引水管，不得相互交叉接触。

引水管之间及其与端罩之间均应保持一定距离，不得小于20mm，以免因相应磨损或对地放电而引起漏水。

1.5.5 进入发电机的冷却水的水质，应符合部颁有关规程的规定。

当某些指标达不到规程要求时，应查明原因，采取措施，使其达到规程的要求。

在冷却水内加MBT，要严格控制MBT的浓度和添加周期。

冷却水中加MBT后，应结合大修将冷却水回路的密封材料由橡胶改为聚四氟乙烯或PVC塑料，并不得采用补胶阀门。

1.5.6 运行中在水系统上操作时应加强监视，并应采取严格的安全措施，防止在换水操作中发生误操作及水冷却器检修后未排除空气，而造成断水跳闸事故。

1.5.7 检修中应加强施工管理，注意工艺质量，并严格执行质量检查和验收制度，防止杂物遗留在水箱和水路内引起阻塞，烧坏线圈。

1.5.8 大小修时，应清除冷却器杂物；并定期清洗内冷水及其冷却水滤网。

1.5.9 检修时应校验发电机水冷泵电机热继电器的动作值。

1.5.10 内冷却水系统中的管阀、设备等联接部件的密封垫与联接部件的内径必须规则，并准确匹配。

大修中，应对密封垫进行抽样检查，当发现密封垫变形或腐蚀老化时，必须全部予以更换。

1.6 防止发电机磁化
1.6.1 当发机电转子线圈一点接地时，应立即查明故障性质和地点。

如发电机转子一点接地运行，应尽快安排处理。

1.6.2 运行中，发电机汽端大轴接地电刷必须投入运行，并保持接触良好。

1.6.3 发电机在运行和大修中，应经常检查励磁机侧轴承绝缘和油管绝缘，保持良好的状态。

大修后应进行轴电压测量。

1.7 防止发电机转子线圈过热变形及损坏。

1.7.1 如发现转子线圈有严重的匝间短路，且使振动明显增加和较多地降低无功出力者，应设法尽快消除。

1.7.2 发电机应保持在额定氢压下连续运行。

当氢压达不到额定值时，必须根据温升试验或厂家的规定带相应的负荷运行。

1.7.3大修中抽出转子后用堵头将通风孔堵好，穿转子前进行风速试验。

将所测得的数值与原始记录及相对应的风孔相比，确定是否堵塞。

1.7.4当怀疑转子匝间短路时，采用开口变检查励端、汽端、中部每槽相位，对试验数值进行综合分析比较，判明是否存在故障。

如查明存在匝间短路，可拔下护环进行检查处理，消除转子匝间短路。

1.8 防止发电机大量漏氢。

1.8.1 发电机连续满载运行，必须保持额定氢压。

当氢压降低至额定氢压的96％时应补氢。

发电机24小时漏氢量应小于14.5m3。

1.8.2 保证机组正常运行，建立氢—油系统的定期校验维护制度，维护周期、试验和化验项目严格执行《汽轮发电机运行规程》中的规定。

1.8.3 氢系统内有很多管道、阀门、表计、器件及转动部件，容易产生泄漏，应通过检修干方百计予以消除，特别要注重密封瓦和密封瓦座的组装。

并认真做好大修后的气密试验。

1.9 防止氢爆或着火
1.9.1 运行中发电机及氢系统五米范围内严禁烟火。

如需进行明火作业或检修试验工作，事先必须检测漏氢情况，对气体取样分析。

确认气体混合比在安
全范围内时，办理动火工作票，经审查后，在专人监护下方可进行工作。

上述工作超过四小时，应重新进行上述检测化验工作。

1.9.2 在发电机本体及其氢系统上进行检修、试验工作时，必须断开氢系统，并与运行系统有明显断开点，充氢侧加装严密的堵板。

1.9.3发电机附近严禁放置易燃品。

严禁在充氢管线上搭接电焊地线，严禁在充氢管线上打火。

1.9.4氢设备附近的电气接点压力表采用防爆表。

1.9.5在气体介质置换过程中，应定期取样，分析混合气体的成分。

取样点应选在排出口母管和气体不易流动的位置，取样前先放气l—2分钟，以排除管内余气。

1.9.6气体介质的置换不能在启动并列过程中进行。

氢气置换过程中不得进行预防性试验和拆卸螺丝等检修工作。

1.9.7发电机运行时，排烟风机要投入运行，定期取样(漏氢量增大时应随时取样检查)监视含氢量是否超过厂家规定(无厂家规定按2％)，如超过时应查明原因予以消除。

1.9.8密封油泵的备用油泵(直流泵)必须经常处于良好备用状态，保证随时联动成功。

1.9.9排污管处应经常检查，顶部应有防护罩，附近不应有明火和焊头掉落。

1.10防止密封油漏入机内
1.10.1保证档油盖，档油板的间隙应符合制造厂规定的要求。

防止在风扇负压的作用下，密封油(油压大于氢压)通过内档盖梳齿间隙和水平结合面间隙漏入机内。

1.10.2密封瓦氢侧与空侧密封油压差必须控制在规定范围内。

1.10.3氢侧回油应保证畅通。

端盖外部油管都应有坡度。

同时要避免管路出现弯曲和管径较大的改变。

端盖内部的回油膛、回油孔的尺寸要适当增大，而且其中不得存有杂物，密封油箱回氢管接至机座的位置，应尽可能提高。

1.10.4严格控制密封油箱的油位，正常运行时，密封油箱需要保持较低水平，约油箱高度的三分之二。

手动补油时阀门不宜开的过大，要注意预防密封油箱油位增高，而自动排油电磁阀又失灵，以至油箱满后溢
入机内的情况出现。

1.10.5运行中压差阀、平衡阀必须投入自动运行，保证其灵敏度，防止密封油进入机内。

1.11防止发电机非全相运行，烧坏转子。

1.11.1当发电机发生不对称短路停机后，应抽出转子进行详细检查。

必要时需拔下护环检查，如发现过热区有熔渣或微观裂纹，必须全部打磨消除后才能继续运行，以免扩大事故，造成更严重的损失。

1.11.2及时监视负序电流，负序电流超过规定限制时，应立即切机。

1.11.3鉴于负序电流烧伤转子的事故中，有50％系由于断路器的原因所引起的，因此除要求制造厂提高产品质量外，确保断路器检修质量至关重要，必须保证发电机出口开关全相断开。

不使发电机遭受损坏。

运行中应加强监视，使开关能正确动作，检修要及时消除漏油、漏气和频繁打压现象。

油压降低时禁止操作，其相应辅助接点应闭锁开关操作回路，防止慢分和非全相开合。

1.11.4发电机—变压器组非全相运行处理要点：
1.11.4.1准确判断发电机是否发生非全相运行。

1.11.4.2立即减发一变组有功输出为零。

1.11.4.3维持发电机转速为同步转速值。

1.11.4.4励磁调节器投“手动”。

1.11.4.5立即减发电机转子电流为空载定值。

1.11.4.6监视发电机负序电流或计算发电机负序电流，使其小于发电机长期允许的负序电流值。

1.11.4.7尽快使发—变组开关三相断开。

1.11.4.8发—变组开关在非全相过程中，不得拉开励磁开关，也不得打闸停机。

1.11.4.9发变组出口开关非全相时，若励磁开关已跳闸，且主汽门关闭，应立即断开发变组出口开关。

1.11.4.10做好电流值、时间、操作、动作信号等记录以备运行、检修、事故分析。

1.12防止励磁系统事故
1.1
2.1认真做好励磁回路的经常性维护工作，保持现场和设备的清洁。

碳刷专人负责维护，运行中出现小
火花，应及时查找原因，加以消除，实现无火花运行。

1.1
2.2大修期间应测量交流主励磁机定、转子线圈电阻，认真分析有无断股，匝问短路现象。

需要拆开励磁回路电缆时，一定要做好标记，杜绝短路或开路。

1.1
2.3要认真检查灭磁开关主触头烧损程度，及时处理，接触电阻符合要求。

1.1
2.4发电机强励倍数不得超过2倍。

1.1
2.5对整流柜应保证良好的绝缘水平及均压、均流要求，冷却风机故障时允许限制励磁电流。

1.1
2.6发电机大小修及临检时应对励磁回路各部进行清扫，并检查其元件有无过热、接触不良现象。

1.13防止氢气温度超标
1.13.1运行中的发电机内氢气湿度应在4g/m3以下。

运行氢压下的湿度的极限应严格执行《汽轮发电机运行规程》的要求。

1.13.2发电机的氢气干燥器和补氢管路上的干燥器必须投入运行，并且有有效的吸湿能力。

1.13.3运行中发电机内冷水进水温度应控制在40±2℃。

氢气冷风温度控制在30-40℃，防止机内结露。

1.13.4运行中严格控制汽机轴封的进汽压力，防止水分进入油中。

1.13.5定期从发电机氢气干燥器排污门排放液体、四角氢冷器下部排积水、从内冷水箱顶部测试水中含氢量，并做好记录。

2防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
2.1防止大型变压器损坏事故
2.1.1加强设备的维护工作
2.1.1.1坚持每天对上述设备的巡视及定期进行远红外检测、油色谱分析。

2.1.1.2加强设备的消缺维护，严格遵守“小缺陷不过班，大缺陷不过天”的原则。

2.1.1.3坚持周期性小修。

2.1.2可能出现的损坏事故及防范措施
2.1.2.1预防变压器绝缘击穿事故：
2.1.2.1．1变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性，是防止渗油进潮的关键。

这些部位的密封垫应采用保定变压器厂的产品或者是优质耐油橡胶。

特别要注意潜油泵的油阀门等部件，禁止使用过期失效或性能不明的胶垫，在回装前要进行耐油性试验。

2.1.2.1.2呼吸器的油封应注意加油和维护，切实保证畅通，干燥剂要保持干燥，应及时更换已变色的硅胶。

2.1.2.1.3在变压器大修后或者其它情况下的大量注油工作，应按厂家说明书规定进行真空处理或注油，真空度注油时间注油速度均应达到要求。

2.1.2.1.4进行变压器补油工作时，禁止从变压器下部补油，以防止空气或油箱底部杂质带入器身中。

2.1.2.1.5更换潜油泵的轴承，应采用E级，禁止使用无牌号无级别的轴承。

变压器内部故障跳闸后应尽快切除潜油泵，避免故障中产生的游离碳金属微颗粒进入变压器的非故障部分。

2.1.1.2防止线圈温度过高，绝缘劣化或烧坏
2.1.1.2.1主变为强油循环的变压器，其顶层油温升极限控制值应按照变压器运行规程中的要求执行。

变压器冷却装置应按顶层油温启停，其温度计的两个动作值应分别为55℃、75℃。

主变的各种温度计要结合大小修进行定期校验，传动试验严格按其控制回路执行。

2.1.1.2.2主变压器风冷器散热面每次检修及迎峰度夏前用水进行冲洗，保证冷却效果。

对冷却器两路电源应坚持定期切换试验工作。

当冷却器故障时，允许的负荷和时间按厂家的规定执行。

2.1.1.2.3主变中性点避雷器的定期预试工作，应在每年雷雨季节来临前完成。

周期严格执行预防性试验规程。

2.1.1.3预防套管闪络及爆炸事故
2.1.1.
3.1严格执行定期预试工作，并进行套管清扫工作，保持清洁，防止污闪和雾闪。

2.1.1.
3.2关注电容式套管的介损、电容量和色谱数据的变化趋势，发现问题及时解决。

2.1.1.
3.3每天对变压器的巡视应注意巡视套管的油位，对有渗漏油的套管应及时处理。

2.1.1.
3.4在大修后，应保证末屏的良好接地。

2.1.1.4预防引线事故
定期进行远红外监测，如有过热现象，应加强巡视或及时处理。

2.1.1.5防止变压器油的劣化
2.1.1.5.1坚持每月一次的绝缘油色谱分析工作。

2.1.1.5.2在日常维护中对变压器的补油要注意变压器油的牌号，如需混油必须进行混油试验。

同时，新
变压器油在注入前要做油耐压试验，击穿电压应大于45KV／2．5mm。

2.1.1.6 防止变压器火灾事故：
2.1.1.6.1设备检修时对变压器事故贮油池进行清理工作。

2.1.1.6.2在变压器周围进行明火作业时，必须办动火工作票，并指派专人监护。

2.1.1.6.3对变压器器身周围的消防水系统要定期进行消防水系统的试验及维护，以保证消防水系统的完好。

出现消防报警信号，值班人员应立即到就地检查确认，若遇变压器着火，应立即启动消防喷淋装置。

2.1.1.6.4压力释放阀应能可靠动作报警。

2.1.1.7防止瓦斯继电器事故：
2.1.1.7.1定期进行瓦斯继电器校验：
2.1.1.7.2瓦斯继电器要做好防止雨水引发接点误动工作。

2.2防止互感器爆炸事故
2.2.1加强设备的维护工作
2.2.1.1坚持每天对上述设备的巡检。

2.2.1.2结合大小修对设备进行消缺或定期预试。

2.2.2防范措施
2.2.2.1为防止互感器内的油位下降，加强对设备治漏。

2.2.2.2除了按电气预防性试验规程进行定期预试外，还要坚持定期进行色谱分析。

2.2.2.4检修或试验后，应注意检查电压互感器和电流互感器的末屏是否可靠牢接地，避免出现悬空和假接地现象。

2.2.2.5巡检时要认真检查各接头是否有过热痕迹。

3防止开关设备事故
3.1 加强设备的维护：
3.1.1坚持设备的巡检制度。

3.1.2加强设备的维护消缺工作。

3.1.3定期对设备进行大小修，定期预试。

3.2可能发生的问题及防范措施：
3.2.1SF6开关
3.2.1.1定期检查液压机构油质。

3.2.1.2定期进行各种压力接点的校验及远方传动试验。

3.2.1.3定期进行SF6气体压力值的校验。

3.2.1.4定期进行SF6开关瓷柱的清擦。

3.2.1.5定期进行电气预防性试验工作。

定期微水测量。

3.2.1.6定期检查操作箱二次线是否牢固，分合闸线圈是否完好。

3.2.1.7加强液压机构的治漏工作。

3.2.1.8防止开关拒分、拒合、误动等操作故障：
3.2.1.8.1加强对操作机构的维护检查。

机构箱门应关闭严密，并保持内部清洁干燥。

3.2.1.8.2开关大修中应注意检查液压机构中的分合闸阀的顶针是否松动或变形。

3.2.1.8.3分、合闸线圈的最低动作电压应调整在110—140V左右。

3.2.1.9防止液压机构慢分事故：
3.2.1.9.1液压机构油泵起动频繁或补压时间过长时应检查原因并及时处理，在不停电情况下处理缺陷
时，要加装防慢分措施。

3.2.1.9.2处理储压器活塞杆漏油时，应同时处理微动开关，以保证微动开关动作可靠。

3.2.1.9.3若液压机构突然失压后，必须采取防止重新打压时造成慢分的措施：
3.2.1.9.3.1必须使用微动开关的失压闭锁，严禁人为打压。

3.2.1.9.3.2在使液压系统泄压前应将可靠卡钳装好，也可将工作缸与拉杆解脱。

严禁使用强度不够的
铁板，铁管或钢丝绑卡。

处理完毕重新打压到额定压力后，按动合闸阀，使其合闸，如卡具
能轻易取下或圆柱销轻易插入，说明故障确已排除，否则仍有故障，应继续处理，不得强行
取下卡具。

3.2.1.10在开关本体上或者周围进行工作时，要采取预防机械损伤的措施，不得使瓷瓶受到较大的外力。

如有损伤，应立即更换。

3.2.1.11加强开关的备品备件管理工作，保证正常足够的备品储备。

3.2.2真空开关：
3.2.2.1开关小修时应着重检查以下项目
3.2.2.1.1检查真空灭弧室的真空度是否正常。

3.2.2.1.2开关储能是否正常。

3.2.2.1.3检查整个开关及操作机构所有的螺丝销子无松动断裂丢失
3.2.2.1.4开关的机械特性符合要求：超行程分合闸时间、分合闸同期性均合格
3.2.2.1.5电气预防性试验合格、导电回路直流电阻交流耐压试验合格。

4防止接地网事故
4.1加强接地装置的检查工作。

重点做好接地网导通、防腐蚀措施以增强接地装置的安全可靠性。

对超标
处应及时进行开挖检查，对腐蚀严重的部分采取补救措施，例如重新敷设该段接地装置，重新敷设的
接地装置应采用热镀锌扁铁、搭接面积符合要求、焊接处刷沥青防腐漆。

4.2主接地网的测量周期不应超过6年。

4.3定期巡视时要注意检查易发生故障设备(如220KV电压互感器，220KV电流互感器)等的接地引下线有
无长期过热的痕迹，严重的要加以处理。

4.4所有接地装置的设备，如发电机、变压器、电压互感器、电流互感器、断路器、隔离开关、避雷器、
配电盘、保护柜、控制箱、开关柜，电力设备的传动装置，屋内外配电装置的金属架构和钢筋混凝土架构，以及靠近带电部分的金属围栏和金属门，必须有两点接地。

装有避雷器线路杆塔等必须接在接地网上。

4.5做好变压器中性点的保护：220KV系统为中性点直接接地系统。

主变中性点接地与间隙的投退严格
执行中调命令。

主变试验时根据规程投退中性点。

避免断路器非同期操作或线路非全相运行而引起中性点避雷器爆炸和变压器绝缘损坏的事故。

4.6关于金属氧化物避雷器：大修后的金属氧化物避雷器，必须经过严格的试验后方能投运，要严格执行
在每年雨季来临之前对避雷器进行定期预试，而且在运行中应定期测量泄漏电流及阻性电流，发现异常情况时，应及时查明原因。

4.7雷雨季节前，对避雷器、避雷针进行检查和预试。

4.8定期记录避雷器泄漏电流值及动作次数。

5防止污闪事故
5.1绝缘子的检查
绝缘子定期检查零值瓷瓶，单片绝缘子有下列情况之一者为不合格，应予以更换。

(1)瓷裙裂纹、瓷釉烧坏、钢脚及钢帽有裂纹、弯曲严重锈蚀、歪斜，浇装水泥有裂纹。

(2)瓷绝缘电阻小于300MΩ者。

(3)分布电压值为零者。

5.2每年测一次绝缘子盐密度，不合格时及时停电清扫。

5.3污秽地区绝缘子中的单位泄漏比距(单位爬距)应满足相应污秽等级的要求。

5.4定期对电气设备的绝缘子进行清擦，并测定绝缘子表面的等值附盐密度。

6 防止倒杆、塔和断线事故
6.1 定期设专人对线路杆塔巡视检查一次，发现问题及时消除，对存在的薄弱环节，要及时处理。

6.2在线路运行、检修中，要加强巡视检查，加强对压接管、线夹等温度监测，对导线、地线断股缺陷要及时消除，防止断线事故发生。

6.3雨雪天气，要加强户外巡视，防止冰溜压垮输电线路。

6.4巡视内容
6.4.1输电线路通过树林、村镇时，导线至树梢的距离不小于1．5M。

6.4.2检查杆塔：
6.4.3倾斜、横担歪扭及各部件锈蚀、变形。

6.4.4杆塔部件的紧情况。

6.4.5杆塔(混凝土)的裂纹及其变化，混凝土脱落、钢筋外露、脚钉缺少。

6.4.6拉线及部件锈蚀、松驰、断股、抽筋、张力分配不均，缺螺栓、螺帽。

6.4.7杆塔及拉线基础培土情况：周围土壤突起或沉陷，基础裂纹、损伤、上拔或上沉。

护基沉塌或被
冲刷。

6.5导线
6.5.1导线锈蚀、断股、损伤或闪烙烧伤。

6.5.2导线的悬垂度、扭绞、舞动情况。