水电厂设备运行规程技术标准

'技术标准（设备运行规程） 目录第一册主系统电气设备运行规程1第二册发电机运行规程15第三册变压器运行规程41第四册配电装置运行规程50第五册厂用电系统运行规程86第六册直流系统运行规程91第七册继电保护及自动装置运行规程100第八册计算机监控系统运行规程112第九册水轮机运行规程144第十册调速器运行规程164第十一册机组辅助设备运行规程171第十二册电厂运行方式运行规程181第十三册发电机进相运行规程184第十四册近区配电运行规程187第十五册电气防误闭锁装置运行规程190第十六册柴油发电机运行规程195第十七册水库调度运行规程201第十八册泄水闸弧形门运行规程212第十九册机组黑启动方案223第二十册厂用电中断事故处置方案229第二十一册典型操作票233 第一册主系统电气设备运行规程Q/*****-JS-YX01-20171主题内容与适用范围1.1本标准规定了***电厂主系统电气设备运行方式。1.2本标准适用于***电厂运行人员，工程技术人员及有关管理人员。2引用标准2.1设备产品说明书。2.2《电力系统继电保护运行规程》。2.3《江西电网调度控制管理规程》（2015年07月01日实施）。3电气主结线系统图（见附录）4主系统电气设备运行方式4.1运行方式及规定4.1.1220kV系统为单母线接线方式。#1水轮发电机、#2水轮发电机经一号主变201T，#3水轮发电机、#4水轮发电机经二号主变202T，#5水轮发电机、#6水轮发电机经三号主变203T连接至220kVⅠ段母线，并经220KV石澄线与澄江220KV变电站连接。4.1.2正常运行时保持一台主变中性点接地刀闸在投入位置。主变中性点的投切应根据省调命令进行操作，原则上我厂三台主变每隔一年轮换一次中性点运行，其间隙和零序保护压板也应进行相应的投退。4.210.5KV系统共设三段母线：10.5KVⅠ段母线连接#1水轮发电机、#2水轮发电机和一号隔离变901T，通过904QF与10KVI段母线连接；10.5KVⅡ段母线连接#3水轮发电机、#4水轮发电机和二号隔离变902T，通过905QF与10KVI段母线连接；10.5KVⅢ段母线连接#5水轮发电机、#6水轮发电机和三号隔离变903T，通过906QF与10KVⅡ段母线连接。4.310KV系统共设二段母线：10KVⅠ段母线连接一号厂用变907T、一号船闸变911T和一号生活变913T；10KVⅡ段母线连接二号厂用变908T、二号船闸变912T（未接线）和二号生活变914T；10KV外来备用电源线路通过915QF与10KVⅡ段母线连接，作为10KVⅡ段母线的备用电源，正常时，915QF73 在试验位置，其备自投闭锁压板在投入位置。4.4发电机与变压器联接为扩大单元接线方式。4.50.4KV厂用母线分为三段,正常情况下，厂用电分段运行，0.4KVⅠ段母线通过母联开关403QA与0.4KVⅢ段母线连接，由一号厂变907T供电，0.4KVⅡ段母线由二号厂变908T供电。4.610KV、0.4KV母线需变更运行方式或对外供电时，需经分管生产副总批准。4.7220KV母线停送电前应检查母线在空载状态。5220KVⅠ段母线和线路故障及事故处理5.1220KVⅠ段母线差动保护动作5.1.1现象：5.1.1.1上位机语音报警，事故一览表报“母差保护动作”信号，推出“母差保护动作”事故光字牌并闪烁；5.1.1.2　220KVI段母线各侧断路器跳闸，机组运行时甩负荷。5.1.2　处理：5.1.2.1　若有运行机组甩至空载，检查厂用电运行正常。5.1.2.2监视其它机组空转或停机正常，如不正常则手动帮助。5.1.2.3若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理；5.1.2.4将事故情况向省调和相关领导做简要汇报。5.1.2.5若全厂失去厂用电，一时不能恢复，尽快恢复10kV外来备用电源或启动柴油发电机保证泄水闸供电，以便泄水闸操作人员操作泄水闸。5.1.2.6经省调确认系统一时不能恢复，在有水头的情况下可以考虑开机带厂用电。5.1.2.7检查保护动作是否正确；5.1.2.8　对220KVI段母差保护范围内的一次设备进行全面检查，检查有无明显故障点；5.1.2.9　如无明显故障点，拉开220KVI段母线各侧隔离刀闸，测220KVI段母线绝缘合格；5.1.2.10　联系维护人员检查保护装置；5.1.2.1173 　上述检查无异常后，经省调和分管生产副总同意可以对其递升加压，正常后可投入运行。5.1.2.12将事故详细情况向省调和相关领导汇报。5.2220KVI段母线失灵保护动作5.2.1现象：5.2.1.1上位机语音报警，事故一览表报“母线失灵保护动作”信号，推出“母线失灵保护动作”事故光字牌并闪烁；5.2.1.2220KVI段母线各侧断路器跳闸，机组运行时甩负荷。5.2.2处理：5.2.2.1　若有运行机组甩至空载，检查厂用电运行正常。5.2.2.2监视其它机组空转或停机正常，如不正常则手动帮助。5.2.2.3若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理；5.2.2.4将事故情况向省调和相关领导做简要汇报。5.2.2.5若全厂失去厂用电，一时不能恢复，尽快恢复10kV外来备用电源或启动柴油发电机保证泄水闸供电，以便泄水闸操作人员操作泄水闸。5.2.2.6经省调确认系统一时不能恢复，在有水头的情况下可以考虑开机带厂用电。5.2.2.7检查保护动作是否正确；5.2.2.8对保护范围内的线路、主变保护进行全面检查，查看各保护是否启动发信；5.2.2.9确认为保护动作跳闸后，详细记录各事故报警信号；5.2.2.10联系维护人员检查保护装置；5.2.2.11上述检查无异后，将事故详细情况向省调及相关领导汇报，经分管生产副总批准，联系省调同意后将母线投入运行。5.3石澄线光纤差动保护动作5.3.1现象：5.3.1.1上位机语音报警，事故一览表报“石澄线光纤差动保护”信号，推出“石澄线光纤差动保护”事故光字牌并闪烁；5.3.1.2石澄线断路器211QF跳闸。5.3.2处理：73 5.3.2.1检查保护动作情况；5.3.2.2若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理；5.3.2.3机组甩负荷后保持空载运行且重合闸动作成功，应联系省调恢复机组负荷；5.3.2.4机组甩负荷后保持空载运行但重合闸动作不成功或未动作，应通知维护人员检查保护装置，并联系地调检查线路对侧光纤通道有无异常，确认非本厂故障后，向省调汇报，听候省调处理；5.3.2.5将石澄线光纤差动保护动作、处理情况向省调及相关领导汇报。5.4石澄线高频保护动作5.4.1现象：5.4.1.1上位机语音报警，事故一览表报“石澄线高频保护动作”信号，推出“石澄线高频保护动作”事故光字牌并闪烁；5.4.1.2石澄线断路器211QF跳闸。5.4.2处理：5.4.2.1检查保护动作情况；5.4.2.2若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理；5.4.2.3机组甩负荷后保持空载运行且重合闸动作成功，应联系省调恢复机组负荷；5.4.2.4机组甩负荷后保持空载运行但单相重合闸动作不成功或未动作，应通知维护人员检查保护装置，并联系地调检查线路高频保护通道有无异常，确认非本厂故障后，向省调汇报，听候省调处理。5.4.2.5将石澄线高频保护动作、处理情况向省调及相关领导汇报。5.5石澄线距离保护动作5.5.1现象：5.5.1.1上位机语音报警，事故一览表报“石澄线距离保护动作”信号，推出“石澄线距离保护动作”事故光字牌并闪烁；5.5.1.2石澄线断路器211QF跳闸。5.5.2处理：5.5.2.1检查保护动作情况；73 5.5.2.2若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理；5.5.2.3机组甩负荷后保持空载运行且重合闸动作成功，应联系省调恢复机组负荷；5.5.2.4机组甩负荷后保持空载运行但重合闸动作不成功或未动作，应通知维护人员检查保护装置，确认非本厂故障后，向省调汇报，听候省调处理；5.5.2.5将石澄线距离保护动作、处理情况向省调及相关领导汇报。5.6石澄线零序电流保护动作5.6.1现象：5.6.1.1上位机语音报警，事故一览表报“石澄线零序电流保护动作”信号，推出“石澄线零序电流保护动作”事故光字牌并闪烁；5.6.1.2石澄线断路器211QF跳闸。5.6.2处理：5.6.2.1检查保护动作情况；5.6.2.2若全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理；5.6.2.3机组甩负荷后保持空载运行，监视机组运行状况，通知维护人员检查保护装置，确认非本厂故障后，及时向省调汇报，听候省调处理。5.6.2.4将石澄线零序电流保护动作及处理情况向省调及相关领导汇报。5.7单相重合闸动作5.7.1现象：5.7.1.1上位机语音报警，事故一览表报“线路（石澄线）保护装置动作报警”信号，推出“线路（石澄线）保护装置动作报警”事故光字牌并闪烁；5.2.1.2石澄线断路器211QF单相跳闸后重合。5.7.2处理：5.7.2.1检查保护动作情况；5.7.2.2若单相重合闸成功，应检查线路开关动作情况；5.7.2.3若单相重合闸动作不成功，应检查线路开关动作情况，若机组甩负荷后保持空载运行，监视机组运行状况，如全厂失去厂用电，则按保厂用电预案处理；5.7.2.473 通知维护人员检查保护装置，确认非本厂故障后，向省调汇报，并了解对侧系统情况，听候省调处理；5.7.2.5若线路故障为瞬时性故障，正常情况下重合闸会合闸成功；5.7.2.6若为永久性故障，重合闸重合动作后将发生第二次跳闸，且不会再次重合；5.7.2.7将单相重合闸保护动作、处理情况向省调及相关领导汇报。5.8SF6封闭母线筒击穿事故5.8.1如是操作或巡视检查过程中，出现此现象，应立即停止操作，撤离GIS室；且25分钟内人员不得进入室内（除抢救人员外）；5.8.2检查保护动作情况，如断路器未跳闸，立即设法断开；5.8.3应尽快通知维护人员，使故障点停电并采取隔离措施，汇报省调；5.8.4投入GIS室通风机，使GIS室通风畅通；5.8.5若有人员中毒，应设法将其脱离现场，并立即通知医务部门前来抢救；5.8.64小时内，进入室内人员必须穿防护衣，戴绝缘手套并使用正压式呼吸器；5.8.7注意厂用电系统的正常供电。5.9同步振荡5.9.1现象：5.9.1.1定子电压表、电流表、有功表、无功表,母线电压表指示有节奏地摆动。5.9.1.2通常电压降低,电流升高。5.9.1.3频率表指示升高或降低,并略有摆动。5.9.1.4转子电流表指示也有节奏地在正常值附近摆动。5.9.1.5发电机发出有节奏的嗡鸣声并与表计摆动合拍。5.9.1.6振荡周期稳定清晰。5.9.2处理：5.9.2.1当发电机出现同步振荡时，应立即查看发电机励磁回路各仪表指示。5.9.2.2若振荡是由于发电机非同期并列或失磁引起，应立即将发电机解列。5.9.2.3若振荡是由于发电机励磁调节器有异常引起,应立即将发电机故障励磁调节器切至备用励磁调节器运行。5.9.2.473 若振荡是由于调速器异常引起，应立即消除调速器的故障。如一时无法消除，则应立即将发电机解列。5.9.2.5若因系统故障而引起发电机振荡,在手动励磁运行时,应尽可能增加励磁电流提高电压。在自动励磁投入运行时,严禁将励磁调节器切至手动励磁方式。5.9.2.6视情况增加或降低有功负荷,使振荡消失,但频率不得低于频率保护动作值。5.9.2.7及时联系省调,以取得系统协助,尽快消除振荡。5.10异步振荡5.10.1现象：5.10.1.1定子电压表、电流表、有功表、无功表,母线电压表指示摆动频率较高，且抖动剧烈。5.10.1.2通常电压降低,电流升高。5.10.1.3频率表指示升高或降低,摆动频率较高。5.10.1.4振荡周期不清晰。5.10.1.5发电机发出不正常的、有节奏的呜鸣声与表计摆动合拍。5.10.1.6220KV母线电压变化很大。5.10.2处理：5.10.2.1当发电机出现异步振荡时，应不待调度的指令立即增加发电机的励磁电流提高无功出力。5.10.2.2当发电机出现异步振荡时，若发现频率降低应不待调度指令，增加机组的有功出力至最大值，直至振荡消除。5.10.2.3当发电机出现异步振荡时，若发现频率升高应不待调度指令，减少机组有功出力以降低频率，但不得使频率低于49.5Hz，同时应保证厂用电的正常供电。5.10.2.4若由于机组失磁而引起系统振荡，可不待调度指令立即将失磁机组解列。 5.10.2.5系统发生振荡时，未得到值班调度员的允许，不得将发电机从系统中解列(现场事故规程有规定者除外)。5.10.2.6及时联系省调,并听侯调度指令。6电气设备双重编号73 220KV系统设备编号设备名称备注201T1号主变202T2号主变203T3号主变201QF1号主变220KV侧断路器202QF2号主变220KV侧断路器203QF3号主变220KV侧断路器211QF石澄线断路器2011QS1号主变断路器母线侧隔离开关2013QS1号主变断路器主变侧隔离开关2021QS2号主变断路器母线侧隔离开关2023QS2号主变断路器主变侧隔离开关2031QS3号主变断路器母线侧隔离开关2033QS3号主变断路器主变侧隔离开关2111QS石澄线断路器母线侧隔离开关2113QS石澄线断路器线路侧隔离开关2511QS220KVⅠ段母线电压互感器隔离开关2010es1号主变中性点接地刀闸2020es2号主变中性点接地刀闸2030es3号主变中性点接地刀闸20101es1号主变断路器母线侧接地刀闸20102es1号主变断路器主变侧接地刀闸20103es1号主变220KV侧接地刀闸20201es2号主变断路器母线侧接地刀闸20202es2号主变断路器主变侧接地刀闸20203es2号主变220KV侧接地刀闸20301es3号主变断路器母线侧接地刀闸73 20302es3号主变断路器主变侧接地刀闸20303es3号主变220KV侧接地刀闸21101es石澄线断路器母线侧接地刀闸21102es石澄线断路器负荷侧接地刀闸21103es石澄线线路接地刀闸25101es220KVⅠ段母线接地刀闸25102es220KVⅠ段母线电压互感器接地刀闸251TV220KVⅠ段母线电压互感器252TV石澄线线路电压互感器211F220KV石澄线线路避雷器252F220KV石澄线线路电压互感器侧避雷器2201F1号主变中性点避雷器2202F2号主变中性点避雷器2203F3号主变中性点避雷器201F1号主变高压侧避雷器202F2号主变高压侧避雷器203F3号主变高压侧避雷器10.5KV系统设备编号设备名称备注991F1号主变低压侧避雷器992F2号主变低压侧避雷器993F3号主变低压侧避雷器901T1号隔离变902T2号隔离变903T3号隔离变601T1号机励磁变602T2号机励磁变603T3号机励磁变73 604T4号机励磁变605T5号机励磁变606T6号机励磁变951TV10.5KVⅠ段母线电压互感器952TV10.5KVⅡ段母线电压互感器953TV10.5KVⅢ段母线电压互感器951F10.5KVⅠ段母线避雷器952F10.5KVⅡ段母线避雷器953F10.5KVⅢ段母线避雷器901F1号隔离变电源侧避雷器902F2号隔离变电源侧避雷器903F3号隔离变电源侧避雷器1FU11号机励磁用电压互感器高压熔断器1FU21号机调速器用电压互感器高压熔断器1FU31号机测量用电压互感器高压熔断器1FU41号机出口励磁分支高压熔断器2FU12号机励磁用电压互感器高压熔断器2FU22号机调速器用电压互感器高压熔断器2FU32号机测量用电压互感器高压熔断器2FU42号机出口励磁分支高压熔断器3FU13号机励磁用电压互感器高压熔断器3FU23号机调速器用电压互感器高压熔断器3FU33号机测量用电压互感器高压熔断器3FU43号机出口励磁分支高压熔断器4FU14号机励磁用电压互感器高压熔断器4FU24号机调速器用电压互感器高压熔断器4FU34号机测量用电压互感器高压熔断器4FU44号机出口励磁分支高压熔断器73 5FU15号机励磁用电压互感器高压熔断器5FU25号机调速器用电压互感器高压熔断器5FU35号机测量用电压互感器高压熔断器5FU45号机出口励磁分支高压熔断器6FU16号机励磁用电压互感器高压熔断器6FU26号机调速器用电压互感器高压熔断器6FU36号机测量用电压互感器高压熔断器6FU46号机出口励磁分支高压熔断器1TV11号机励磁用电压互感器1TV21号机调速器用电压互感器1TV31号机测量用电压互感器2TV12号机励磁用电压互感器2TV22号机调速器用电压互感器2TV32号机测量用电压互感器3TV13号机励磁用电压互感器3TV23号机调速器用电压互感器3TV33号机测量用电压互感器4TV14号机励磁用电压互感器4TV24号机调速器用电压互感器4TV34号机测量用电压互感器5TV15号机励磁用电压互感器5TV25号机调速器用电压互感器5TV35号机测量用电压互感器6TV16号机励磁用电压互感器6TV26号机调速器用电压互感器6TV36号机测量用电压互感器951FU10.5KVⅠ段母线电压互感器高压熔断器952FU10.5KVⅡ段母线电压互感器高压熔断器73 953FU10.5KVⅢ段母线电压互感器高压熔断器910QF1号机出口断路器920QF2号机出口断路器930QF3号机出口断路器940QF4号机出口断路器950QF5号机出口断路器960QF6号机出口断路器901QF1号隔离变电源侧断路器902QF2号隔离变电源侧断路器903QF3号隔离变电源侧断路器9011QS1号主变10.5KV侧隔离开关9021QS2号主变10.5KV侧隔离开关9031QS3号主变10.5KV侧隔离开关10KV系统设备编号设备名称备注907T1号厂用变908T2号厂用变911T1号船闸变912T2号船闸变913T1号生活变914T2号生活变904QF1号隔离变负荷侧断路器905QF2号隔离变负荷侧断路器906QF3号隔离变负荷侧断路器907QF1号厂用变10KV侧断路器908QF2号厂用变10KV侧断路器911QF1号船闸变10KV侧断路器912QF2号船闸变10KV侧断路器73 913QF1号生活变10KV侧断路器914QF2号生活变10KV侧断路器915QF10KV外来备用电源断路器9133QS1号生活变10KV侧隔离开关91333es1号生活变10KV侧接地刀闸9143QS2号生活变10KV侧隔离开关91433es2号生活变10KV侧接地刀闸9544QS10KVⅠ段母线电压互感器隔离开关9555QS10KVⅡ段母线电压互感器隔离开关954TV10KVⅠ段母线电压互感器955TV10KVⅡ段母线电压互感器956TV10KV外来备用电源进线计量用电压互感器904F1号隔离变负荷侧避雷器905F2号隔离变负荷侧避雷器906F3号隔离变负荷侧避雷器907F1号厂用变10KV侧避雷器908F2号厂用变10KV侧避雷器910F1号机组出口避雷器920F2号机组出口避雷器930F3号机组出口避雷器940F4号机组出口避雷器950F5号机组出口避雷器960F6号机组出口避雷器911F1号船闸变10KV侧避雷器912F2号船闸变10KV侧避雷器913F1号生活变10KV侧避雷器914F2号生活变10KV侧避雷器915F10KV外来备用电源线路避雷器73 917F1号生活变变压器侧避雷器918F2号生活变变压器侧避雷器954F10KVⅠ段母线避雷器955F10KVⅡ段母线避雷器0.4KV系统设备编号设备名称备注403QA0.4KV厂用母线Ⅰ段、Ⅲ段联络断路器404QA0.4KV厂用母线Ⅰ段、Ⅱ段联络断路器405QA柴油发电机负荷侧断路器407QA1号厂用变0.4KV侧断路器408QA2号厂用变0.4KV侧断路器4308QA柴油发电机出口断路器413QA1号生活变负荷侧断路器414QA2号生活变负荷侧断路器415QA生活用电母线I段、II段联络断路器73 第二册发电机运行规程Q/*****-JS-YX02-20171主题内容和适用范围1.1本规程规定了灯泡贯流电站水轮发电机的运行方式，运行操作、事故处理；1.2灯泡贯流电站运行人员应全面熟悉和掌握本规程，灯泡贯流电厂维护检修人员、技术管理人员应了解本规程。2引用标准2.1原电力部颁发的《发电机运行规程》2.2原电力部颁发的《电力工业技术管理法规》2.3原电力部颁发的《电气事故处理规程》2.4厂家的有关设备技术说明书3设备技术规范3.1机组参数项目参数发电机编号型号SFWG40-84/8820SFWG40-84/8820额定容量（MVA）44.444.4额定功率（MW）4040额定电压（KV）13.813.8额定电流（A）1859.41859.4空载励磁电压（V）155V155V空载励磁电流（A）512A512A额定功率因数0.9(滞后)0.9（滞后）频率（Hz）5050转子额定电压（V）326440转子额定电流（A）1114960额定转速（转/分）71.471.4飞逸转速（转/分）25021073 相数33充电容量（Mvar）定子绝缘等级FF转子绝缘等级FF定子温升（K）6565转子温升（K）7676短路比（%）1.211.21效率%>97.9>97.9定子接线方式星形连接，中性点经接地变压器接地星形连接，中性点经接地变压器接地励磁方式静止可控硅自并励静止可控硅自并励冷却方式空冷器密闭强迫自循环通风冷却空冷器密闭强迫自循环通风冷却旋转方向（顺水流方向）顺时针顺时针生产厂家天阿东方3.2机组低励限制值4运行规定4.1一般规定4.1.1发电机正常应按照规定设备规范参数运行，不得超过；4.1.2发电机的冷风温度超过额定值时，定子电流的允许值，以发电机各部位温度不超过规定值为准；4.1.3发电机的运行电压变动范围，在额定值的±5%以内，其额定容量不变；4.1.4发电机连续运行的最高电压，不得大于额定值的110%，最低电压应根据当时系统稳定运行的要求来确定，一般不应低于额定值的90%；4.1.5正常运行时，发电机定子各相电流之差不得大于额定电流的20％，同时任何一相电流不得大于额定值；4.1.6发电机在正常情况下应迟相运行，在系统需要的情况下，可根据电网调度命令进相运行，进相深度不超过发电机真机试验确定的进相能力，同时注意厂用母线电压、发电机端部温升情况；73 4.1.1在额定运行条件下，发电机主机间空气温度不超过+35℃时，发电机主要部件温升不超过下表的规定；4.1.2机组停机在48小时及以上时，为了确保机组绝缘合格，分别投入发电机加热器、启动发电机冷却风机（二次冷却水泵停运）；4.1.3机组停机72小时及以上，机组开机并网前必须测定、转子绝缘及水导顶起高度；4.1.4机组停机72小时及以上，机组启动前30分钟启动机组辅机运行；4.1.5机组停机备用72小时，与调度申请倒机运行；4.1.6机组绝缘不合格时，投入发电机加热器、启动发电机风机、二次冷却泵停运，开机空转，进行发电机干燥；发电机主要部件允许温升表序号项目天阿机组东电机组报警温度℃报警温度℃1.空冷器进水温度42422.空冷器出水温度45453.空气冷却器进风温度70754.空气冷却器出风温度47555.定子铁芯温度1251256.定子绕组温度1251254.1.7发电机定子绕组的绝缘电阻用250OV或50OOV摇表测量，测量结果与上次同温度下测量比较的数值不低于1/3-1/5，吸收比R6O/R15≥1.6；发电机转子绕组的绝缘电阻用5OOV或l0OOV摇表测量，应不小于0.5MΩ；当吸收比或绝缘电阻不符合规定时，必须请示公司主管生产领导决定是否投入运行；4.1.8机组正常运行时发电机大轴接地碳刷应投入运行；4.1.973 每台机组设有两台轴承润滑油泵，互为备用，可以手动控制，也可以自动控制；自动控制时由机组LCU进行控制，当机组启动时投入，向轴承高位油箱供油，维持高位油箱油位；当机组备用时靠高位油箱油位接点进行油泵启、停控制来维持高位油箱油位(天阿机组除外)；4.1.1机组正常运行时，轴承润滑油泵供油至轴承高位油箱，然后通过轴承高位油箱电动阀供各部轴承用油，当油位超过溢流孔时，油从溢流孔流回到轴承回油箱，使轴承高位油箱一直保持足够的油位，随时都处于备用状态；当厂用电中断或轴承润滑油泵故障时，轴承高位油箱还能维持向各部轴承供油不少于5分钟；4.1.2每台机组设有两台高顶油泵，互为备用，可以手动控制，也可以自动控制，自动控制时由机组LCU进行控制，当机组启动时投入，向各部轴承供油，强行建立油膜；当机组转速达95％Ne时退出；当机组停机时，由机组LCU启动，在机组全停后延时退出；4.1.3正常时，两台轴承油冷器并列运行，冷却器所用冷却水由技术供水系统提供；4.1.4发电机正常运行时中性点必须经接地变接地，不允许中性点不接地或直接接地运行。4.1.5防止转子绕组匝间短路及接地故障4.1.20.1机组在检修中应分别进行动态、静态匝间短路试验。4.1.20.2监视运行中发电机的振动与无功出力的变化情况。如果振动伴随无功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路。首先控制转子电流，若振动突然增大，应立即停机。4.1.20.3当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质，如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。4.1.21防止发电机非同期并网4.1.21.1在自动准同期回路中安装独立的同期检查继电器。4.1.21.273 新投产、大修机组及同期回路(包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等)发生改动或设备更换的机组，在第一次并网前必须进行以下工作：1)对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动;2)校核同期电压检测二次回路的正确性，并对整步表及同期检查继电器进行实际校核;3)进行机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期(继电器)闭锁等内容。4.1.22防止异物进入发电机内4.1.22.1发电机检修所使用的拆卸工具、侧量和试验仪器等。开工前必须检查、效验;发现问题应及同时更换禾处理，严禁使用不合格的工器具;必须设专人统一看管，并建立登记记录本，对工器具数量、名称必须进行登记，严防丢失损坏和遗留在发电机内。4.1.22.2进入发电机内工作人员必须穿工作服和绝缘鞋，身上不得携带任何金属物品，以免遗留在发电机内。4,1.22.3发电机拆卸前应做好标记，拆下的零部件妥善保管，做到安全固定，摆放整齐。4.1.23防止发电机损坏4.1.23.1严格执行有关发电机低励限制规定，并在大修校验。4.1.23.2自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。4.1.23.3励磁调节器的自动通道发生故障时应及时切换通道并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。4.1.23.4检查定子绕组端部线圈的磨损，固定情况。防止定子绕组端部松动引起相间短路。加强对发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。防止定子绕组相间短路。4.1.23.5严禁发电机断路器一相未断开或未合上运行而产生不对称负荷，引起发电机非全相运行，损坏发电机。4.2运行操作4.2.1新安装的机组或检修后的机组，必须完成下列工作方可启动：4.2.1.1应收回机组及其所属设备的全部工作票，拆除临时安全措施并恢复常设遮栏；4.2.1.2检查机组各部分及其周围的环境情况符合启动要求；4.2.1.3检修人员必须全部撤离现场，并将工作内容向运行交待清楚，各项数据合格；73 4.2.1.1机组经由业主组织的验收小组验收合格；4.2.1.2机组的主开关、励磁开关应做远方分合闸试验一次，做分合闸试验前，应检查机组出口开关的隔离刀闸在断开状态；4.2.1.3测发电机定子、转子绝缘电阻合格；4.2.1.4机组保护、信号试验及联动试验合格；4.2.1.5启动前应对发电机进行盘车；4.2.1.6尾水闸门及进水口闸门全开；4.2.1.7机组的启动必须得到值长的命令。4.2.2机组正常开机，以监控自动操作为基本操作方式；4.2.3当检修中PT二次回路有作业，机组并列前必须做假同期试验；机组正常并列以单机自动准同期为基本操作方式；4.2.4经过检修后的机组并入系统带负荷后，应对机组的一次和二次设备进行一次周密检查。4.2.5机组的停机操作4.2.5.1机组解列前，必须将有功负荷调至2KW以下，无功负荷调至2KVar以下；4.2.5.2机组停机，以监控自动操作为基本操作方式。4.2.6轴承高位油箱充油操作：4.2.6.1检查轴承高位油箱排油阀确已关闭；4.2.6.2关闭机组轴承供油阀；4.2.6.3开启轴承高位油箱进油阀；4.2.6.4检查轴承润滑油泵控制开关确在“切除”位置；4.2.6.5合上1#、2#轴承润滑油泵动力电源开关QF1、QF2、合上控制电源开关；4.2.6.6将1#或2#轴承润滑油泵控制开关置“手动”位置，启动轴承润滑油泵；4.2.6.7将轴承高位油箱油位升至正常后停止轴承油泵，并将油泵控制开关置“自动”位置。4.2.7励磁装置自动起励过程监视73 4.2.1.1残压起励功能投入情况下，当有起励命令时，先投入残压起励，10S内建压10%时退出起励；如果10S建压10%不成功，则自动投入辅助起励电源起励，之后建压10%时或5S时限到，自动切除辅助起励电源回路；4.2.1.2残压起励功能退出情况下，当有起励命令时，则立即投入辅助起励电源起励，10S内建压10%时退出起励；如果10S建压10%不成功，则自动切除辅助起励电源回路；在上述起励过程中，如果起励时限到但机端电压没有达到10%额定电压，调节器会发出“起励失败”信号。4.2.8机组正常预置值升压励磁调节器接受到以下开机令之一时，发电机自动升压至预置值：4.2.8.1发电机转速达到95%额定转速且有投励磁令时；4.2.8.2发电机转速达到95%额定转速且人工按起励按钮，注意人工按起励按钮时间不少于5S；4.2.8.3当调节器运行于C通道时，发电机不会自动升压至额定值，需手动按增磁按钮升压至额定值。4.2.9通道跟踪与切换4.2.9.1通道间的备用关系:励磁调节器由A、B、C三通道组成；A通道是主运行通道，B通道是主备用通道，C通道为辅助备用通道；A、B通道是硬件和软件结构完全相同的微机通道，可完成调节器的所有功能；C通道是简单的模拟通道，只设有手动方式；A通道运行时，可人工选择B通道或C通道做为备用通道；B通道运行时，默认C通道为备用通道；A通道不做备用通道；C通道运行，无备用通道；机组正常运行，当A、B通道正常时，禁止将C通道作为运行通道；4.2.9.2励磁调节器默认“通道跟踪”功能投入；通道跟踪功能投入后，非运行通道总是跟踪运行通道；如：A通道运行，B、C通道都跟踪A通道；B通道运行，A、C通道都跟踪B通道；C通道运行，A、B通道都跟踪C通道；跟踪的原则：控制信号一致；4.2.9.3通道之间的相互跟踪，除需要“通道跟踪”功能投入外还必须满足10%额定电压；73 4.2.9.4调节器运行过程中，如要人工切换运行通道，应将“通道跟踪”功能投入，并检查人机界面显示的当前运行通道和要切换的通道的控制信号基本一致时，切换才不会引起波动；4.2.9.5人工切换，可通过调节柜前面板的四个按钮实现：“A通道运行”、“B/C通道运行”、“B通道运行/备用”、“C通道运行/备用”；五个指示灯“A通道运行”、“B通道运行”、“C通道运行”、“B通道备用”、“C通道备用”指示通道状态；4.2.10系统电压跟踪4.2.10.1励磁系统具有“系统电压跟踪”功能，当该功能投入时，励磁调节器将自动调节励磁电流的输出，控制发电机机端电压，使之与系统电压保持基本一致，这样，当发电机并网时，可以减小并网时因为机组电压和系统电压的压差过大造成的冲击；4.2.10.2“系统电压跟踪”功能可通过调节器人机界面选择投入或退出，并可掉电记忆设置状态；4.2.10.3只有当现场校准调节器的系统电压测量值正常后，才能选择“系统电压跟踪”功能投入；4.2.10.4发电机起励升压正常并满足下列条件，调节器即执行系统电压跟踪：发电机出口断路器开且定子电流小于10％；系统电压大于80%；A或B通道运行；4.2.10.5投入了手动准同期同期装置的调节机端电压的功能，则应将励磁系统的“系统电压跟踪”功能退出。4.2.11增减磁操作4.2.11.1增减磁操作可近控或远控进行；4.2.11.2增减磁操作，本质上直接改变的是调节器的给定值：自动方式下改变电压给定值，手动方式下改变电流给定值；随着给定值增大或减小，通过调节器闭环调节，机端电压或励磁电流随之增大或减小；发电机空载情况下，随增减磁操作，可观察到机端电压和励磁电流明显变化；发电机负载情况下，只能进行小幅度的增减磁操作，机端电压变化不明显，但可观察到发电机无功明显变化；4.2.11.3增减磁操作仅对运行通道有效；73 4.2.11.4A、B通道设有增减磁接点防粘连功能，增磁或减磁的有效连续时间为4S，当增磁或减磁接点连续接通超过4S后，无论近控还是远控，操作指令失效；4.2.11.5当增磁指令因为接点粘连功能失效后，不影响减磁指令的操作；当减磁指令因为接点粘连功能失效后，不影响增磁指令的操作；4.2.11.6增减磁指令防粘连功能只对A/B微机通道有效，C通道运行时，不具备该功能。4.2.12自动逆变灭磁4.2.12.1励磁系统接收到停机令，发电机已解列且定子电流小于10%额定电流，励磁装置自动逆变灭磁：4.2.12.2为了保证励磁系统可靠逆变灭磁，要求输入的停机令的保持时间不得小于10秒；4.2.12.3机组在空载状态时若机组频率低于45HZ，励磁系统将自动低频逆变。4.2.13V/F限制4.2.13.1发电机空载运行，调节器A或B通道自动方式下运行，若发电机机端电压与频率的比值达到调节器设定的V/F限制值，则调节器V/F限制将动作，限制发电机机端电压，保持机端电压与频率的比值在V/F限制值以下，防止发电机或变压器过励磁；同时自动闭锁增磁指令；4.2.13.2当机组的频率低于45Hz，励磁调节器接收到开机令时，也将发出“V/F限制”信号；4.2.13.3在发电机空载运行的情况下，运行人员若监测到机组“V/F限制”动作，应立即减磁，直到“V/F限制”信号消失；若减磁无效，可发停机令逆变灭磁。4.2.14机组并网监视4.2.14.1机组建压成功后，可以投入同期装置并网；运行人员应在机组并网后密切监视无功功率的变化情况，一般要求并网后机组输出正无功功率且数值较小；4.2.14.2若发现并网后无功输出为负值，则可能并网时机端电压低于系统电压；若发现并网后无功功率输出很大，则可能并网时机端电压高于系统电压，且差值较大；上述两种情况均应通知维护调整同期装置。4.2.15手动逆变灭磁操作73 4.2.15.1确认发电机出口开关在“分闸”状态4.2.15.2检查定子电流小于10%额定电流4.2.15.3将励磁调节器面板上的“整流/逆变”把手切“逆变”位置或者手动按灭磁柜上的“分闸”按钮进行灭磁；4.2.15.4监视发电机机端电压降至“0”V4.2.16机组零起升压操作4.2.16.1确认机组转速已升至额定4.2.16.2将励磁调节柜面板上“远控/近控”把手切“近控”位置；4.2.16.3进入励磁调节柜人机界面“起励操作”画面，选择“零起升压”功能投入（按住“零起升压”软压板时间不低于2秒）；4.2.16.4在励磁调节柜人机界面“起励操作”画面，按住“起励”按钮并保持最少5s时间；4.2.16.5监视起励正常并将机端电压升至10%Ue；4.2.16.6按励磁调节柜面板上的“增磁”按钮进行升压操作，并逐渐将机端电压升至额定。4.2.16.7机组带主变递升加压时必须将并网压板XC01断开4.2.17机组手动升流操作4.2.17.1确认机组转速已升至额定4.2.17.2将励磁调节柜面板上“远控/近控”把手切“近控”位置；4.2.17.3将励磁调节器切至“C通道”运行；4.2.17.4在励磁调节柜人机界面“起励操作”画面，按住“起励”按钮并保持最少5s时间；4.2.17.5监视起励正常并将机端电压升至10%Ue；4.2.17.6按励磁调节柜面板上的“增磁”或“减磁”按钮进行升（降）流操作；4.2.17.7监视机组励磁电流的变化4.2运行中的维护4.2.1各机组出力的分配，尽可能经济合理；4.2.2禁止机组在振动区内长时间运行；应根据水头的变化，及时调整机组的导叶开度，避开振动区运行；避免机组在低水头、低负荷情况下长期运行。73 4.2.1机组在大负荷运行时，应严密监视各部温度；4.2.2检查发电机出口开关及刀闸、电压互感器柜门锁好，二次插头接触良好，无放电现象；4.2.3当发现发电机出现较大的不平衡电流时，及时采取措施，判明原因，设法消除或尽量降低不平衡电流；4.2.4应定时做各台机组有功无功、定子电压电流、励磁电压和电流、机组电度表等各项记录；4.2.5运行值班人员应监视运行设备各参数的变化，及时调整负荷尽量使频率、电压保持在正常范围，保证电能质量；优化分配机组负荷，使设备安全经济运行。4.4巡视检查4.4.1无论运行发电机还是备用中的发电机，每班均应对其设备进行巡视检查，发现异常及时进行设备缺陷登记，并汇报当班值长，由当班值长通知有关人员处理,巡视检查内容包括：4.4.1.1发电机出口开关和刀闸位置、信号指示与当时运行状态相符；发电机各电气设备正常，无放电及异常现象；4.4.1.2发电机保护及水机保护工作正常，无告警信号，保护压板按规定投入；4.4.1.3机组机旁自用电源备自投装置工作正常，切换开关位置正确；4.4.1.4辅机控制屏电源正常，各辅机控制开关在“自动”位置，运行、停止指示灯与当时运行状态相符，无故障告警；4.4.1.5发电机各测点温度指示正确，且最高温度点不超过告警温度；4.4.1.6轴承高位油箱油色、油位、油温正常；4.4.1.7轴承润滑油泵及其电动机运行正常，出口过滤器无污染；4.4.1.8轴承油冷却器工作正常，进、出水温差，进、出油温差应在2～4℃范围内；4.4.1.9轴承油箱油混水装置、加热器正常；4.4.1.10各阀门位置正确，无漏油、漏水；4.4.1.11机组LCU工作正常，面板指示灯与当时运行状态相符，无故障告警；4.4.1.12机组励磁系统各部工作正常；4.4.1.13发电机中性点接地刀闸在合，接地变工作正常；73 4.4.1.1循环水泵声音、振动、温度、出水流量正常；4.4.1.2膨胀水箱水位正常。4.4.2发电机灯泡头巡视检查内容：4.4.2.3照明完好，气味、声音正常；4.4.2.4端子箱内无明显异常或接线松动情况；4.4.2.5空冷器进、出水压正常；4.4.2.6灯泡头内温度正常；4.4.2.7循环水系统各管道、阀门、法兰无渗漏；4.4.2.8发电机冷却风机运行正常；4.4.2.9灯泡头内无明显结露，加热器按整定温度投退正常，除湿机在停机时投入；4.4.2.10轮叶开度反馈钢丝绳工作正常；4.4.2.11测速装置正常；4.4.2.12轮叶开度指示与当时运行状态相符；4.4.2.13受油器各阀门位置正确，阀门、接头、法兰等无渗漏；4.4.2.14碳刷无明显磨损及放电现象；集电环及封闭罩内无碳粉污染现象；4.4.2.15中性点CT无异常；4.4.2.16励磁引线无放电、过热现象；4.4.2.17灯泡头内爬梯、平台、扶手等紧固无松动；4.4.2.18灯泡头内各结合面、人孔门等处无渗漏、机舱底部无积水；4.4.2.19灯泡头内卫生清洁；灯泡头内消防器材符合要求。4.4.3励磁调节器的检查4.4.3.1交流电源开关QF01、直流电源开关QF02投入；4.4.3.2“整流/逆变”开关投“整流”位置，“远控/近控”开关投“远控”位置；4.4.3.3调节柜面板触摸屏上“预置/零升”选择开关在“预置”位置；4.4.3.4机组建压前，直流电源指示灯点亮，交流电源指示灯不亮；机组建压后直流交流电源指示灯均应点亮；4.4.3.5运行中各表计指示灯指示正常，备用通道“增/减磁”73 灯闪烁，跟踪主通道正常；4.4.3.6装置无异音、无异味、无报警信号4.4.4功率整流柜的检查4.4.4.1交流刀闸QS21、QS31、直流刀闸QS22、QS32已合上且接触良好，风机电源开关QF21、QF22，QF31、QF32已合上，门控开关S22、S32已合上；4.4.4.2机组备用时，两功率柜“本柜投入”绿灯亮，“A风机运转”、“B风机运转”绿灯灭，各表计指示正常；4.4.4.3机组运行时，两功率柜“本柜投入”绿灯亮，“A风机运转”或“B风机运转”绿灯点亮，风机运转正常，输出电流表指示基本相同且正常；4.4.4.4可控硅完好，无快熔熔断信号4.4.5灭磁柜的检查4.4.5.1起励电源开关QF65投入，交流I路电源开关QF61投入，交流II路电源开关QF62投入，直流I路电源开关QF63投入，直流II路电源开关QF64投入；4.4.5.2灭磁开关在合闸位置时，灭磁开关合闸指示灯亮，过压动作指示灯灭，励磁电压、电流表指示正常。4.4.6励磁变压器的检查4.4.6.1外壳完整接地良好，相色正确醒目；4.4.6.2接线紧固、无松动、无过热现象；4.4.6.3励磁变压器运行中无异音；4.4.6.4励磁变压器温升正常。5异常及事故处理5.1机组事故处理时必须注意的事项：5.1.1如发现机组主开关、灭磁开关拒绝跳闸，必须查明原因并处理正常后，方允许送电；5.1.2当值班人员在巡视中发现发电机有下列情况时，应立即紧急停机：5.1.2.1发电机内冒烟、着火；5.1.2.2机组过速，保护装置未动作；5.1.2.3机组异常振动，发电机及轴承架，水轮机主轴和轴承箱的振动监视装置发出危险告警；73 5.1.1.1发现有危及人身安全和设备安全的情况。5.2发电机故障和事故处理：5.2.1发电机带选择性定子接地保护动作：5.2.1.1现象:（1）监控上位机“发电机带选择性定子接地保护动作”报警；（2）发电机出口开关跳闸、灭磁开关跳闸、发电机事故停机；5.2.1.2处理：（1）监视机组事故停机，若自动失灵则手动帮助；（2）停机后测量定子回路绝缘；（3）对发电机定子引出线电缆进行全面检查，是否有明显接地现象；（4）通知维护人员处理。5.2.2发电机转子回路一点接地：5.2.2.1现象:监控“发电机转子一点接地保护”动作告警；5.2.2.2处理:（1）检查转子滑环及引线裸露部分；（2）进行功率柜切换选择，确认是否系某功率柜或可控硅元件问题；（3）如故障仍不能消除或确认系转子内部接地，应及时联系调度停机检查处理；（4）查找接地的时间不应超过30分钟，否则汇报调度解列、灭磁。5.2.3发电机非同期并列的处理：5.2.3.1现象:（1）机组强烈震动，有很大的冲击声；（2）定子电流、电压、有功、无功指示大幅跳变；5.2.3.2处理:（1）非同期并列引起发电机出口开关跳闸后应立即停机，联系检修维护人员处理，确无问题后，方可再次并网；（2）并列后若机组产生很大的冲击和强烈的振动，表计摆动剧烈而且不衰减，系统电压降低机组不能被拉入同步时，应立即停机，联系检修维护人员处理；（3）如果非同期并列后，机组已被拉入同步，设备未发现明显异常时，经公司主管生产领导同意，可暂不解列，此时应严密监视各部位的温度，转子绝缘情况，并进入发电机灯泡体进行详细检查，在系统负荷允许的情况下，尽早联系停机，进行内部检查。5.2.4发电机温度升高报警处理：5.2.4.1现象：（1）发电机定子线圈、定子铁芯、转子线圈或冷却器热风温度超过规定值；（2）监控“发电机温度高”动作告警；5.2.4.2处理：（1）检查发电机的冷却风机是否工作正常,如不正常，立即通知维护人员处理；（2）73 检查发电机冷却器进、出水压力是否正常，阀门位置是否正确；（3）检查测温装置工作是否正常；（4）检查发电机三相电流是否平衡、是否过负荷运行；（5）检查灯泡头内有无焦味及其它异常情况，判断是否个别部分过热。5.2.1发电机着火处理：5.2.1.1现象:（1）从发电机灯泡头竖井或密封不严处冒出烟气，并闻到绝缘物烧焦气味；（2）发电机灯泡头中可以看到烟雾或火光；5.2.1.2处理:（1）如发电机未自动停机，应立即解列停机，断开灭磁开关；（2）确认发电机着火并判断发电机无电压后，立即投入消防水进行灭火；（3）通知相关人员；5.2.1.3灭火过程中注意事项:(1)不准破坏密封；(2)待火确已熄灭后方可进入灯泡头检查，进入灯泡头检查必须带防毒面具和防护器具；(3)不准用砂子及泡沫灭火器灭火。5.2.2发电机失磁的处理：5.2.2.1现象:监控“发电机失磁保护”动作告警，发电机出口开关、灭磁开关跳闸，机组紧急事故停机；5.2.2.2处理:（1）监视机组事故停机，自动失灵则手动帮助；（2）应检查励磁回路有无断线；（3）检查是否灭磁开关机构不良；如自动励磁调节器装置故障，应在故障消除后，联系调度重新将机组并入系统运行；（4）如灭磁开关误动，则在未查明原因消除故障前不准加运。5.2.3发电机差动保护动作处理：5.2.3.1现象：（1）监控“发电机差动保护”动作告警；（2）发电机出口开关、灭磁开关跳闸，机组紧急事故停机。5.2.3.2处理：（1）监视机组事故停机，自动失灵则手动帮助；（2）全面检查保护范围内的一次设备情况，首先应查明有无着火，如着火应立即灭火；（3）检查是否由于保护误动或人为误碰；（2）停机后测量机组绝缘电阻，并校验保护装置；（4）如检查未发现异常现象，在取得公司主管生产领导同意后，将发电机缓慢进行零起升压，监视有关表计，发现异常则立即灭磁停机；（5）零起升压试验正常后，方可恢复送电。5.2.4发电机过电压保护动作处理：73 5.2.1.1现象：监控“发电机过电压保护”动作告警，发电机出口开关、灭磁开关跳闸，机组紧急事故停机。5.2.1.2处理：（1）监视机组事故停机，自动失灵则手动帮助；（2）检查是否由于保护误动或人为误碰；（3）检查是否可控硅励磁装置故障；（4）停机后测量发电机绝缘电阻如判断是由于甩负荷而造成过电压，检查未发现设备异常，在经过公司主管生产领导同意后，将发电机进行零起升压正常后投入系统运行。5.2.2发电机复合电压过电流动作：5.2.2.1现象：监控“发电机差动保护”动作告警，发电机出口开关、磁场开关跳闸，机组紧急事故停机5.2.2.2处理：（1）当差动保护停用时，而复合电压过电流保护动作原因不明，应按差动保护动作处理；（2）差动保护在使用中，而复合电压过电流保护动作时，确认是由线路或母线故障越级引起的，则无须检查，待故障消除后可立即送电。5.2.3发电机定子绕组过负荷保护动作：5.2.3.1现象：监控“发电机定子绕组过负荷保护”动作告警；5.2.3.2处理：（1）检查发电机三相定子电流值是否超过限额；（2）系统允许情况下，调整发电机有功、无功负荷。5.2.4发电机负序过负荷保护动作：5.2.4.1现象：监控“发电机负序过负荷保护”动作告警；5.2.4.2处理：（1）检查发电机三相定子电流值是否超过限额、是否不平衡；（2）系统允许情况下，调整发电机有功、无功负荷；（3）密切监视发电机定子绕组、铁芯各部温度情况，如调整无效温度继续上升，尽快申请转移负荷停机处理。5.2.5发电机振荡5.2.5.1现象：（1）发电机电流表、功率表、电压表的指示周期性跳变；（2）电压波动剧烈，照明灯泡忽明忽暗；（3）发电机组发出有节奏的鸣声；（4）发电机强励可能动作。5.2.5.2处理：（1）不待调度命令，立即增加发电机无功，提高系统电压（强励动作不应调整励磁）；（2）73 若频率降低，不待调度命令，尽量增加发电机有功，若频率高，不待调度命令，立即减少发电机有功，恢复频率正常，直至振荡消除；（3）系统振荡的过程中，应停止系统倒闸操作，确保厂用电的安全；（4）系统振荡的过程中，不允许将励磁调节器和调速器切手动。5.2.1轴承高位油箱油位低：5.2.1.1现象：监控上位机“轴承高位油箱油位低”报警；5.2.1.2处理：（1）检查轴承高位油箱油位计，查明油箱油位是否确实偏低；（2）检查轴承润滑油泵运行情况，如运行油泵故障，则应切换备用泵运行，并处理备用油泵不能自动投入的问题；（3）若油箱油位确实偏低，检查轴承高位油箱排油阀是否误开，若误开应立即关闭；（4）联系维护人员处理。5.2.2轴承油箱油混水5.2.2.1现象：上位机发“轴承油箱油混水”报警信号；5.2.2.2处理：（1）检查油箱的油位、油色如有明显变化，立即联系停机；（2）联系维护人员处理。5.3起励失败5.3.1动作条件：励磁系统在接收到开机令或起励命令后在起励时限内机端电压仍低于10％额定值；5.3.2现象：（1）监控上位机报“起励失败”故障；（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“起励失败”；5.3.3处理：（1）查灭磁开关是否闭合；（2）检查是否有近方/远方逆变命令投入；（3）检查功率柜的交直流侧刀闸是否断开；（4）检查所有功率柜的脉冲切除开关是否在“ON”位；（5）检查同步变压器原边的熔断器是否断开；（6）检查转子回路是否开路；（7）检查起励电源是否投入、起励电源开关QF65是否闭合；（8）检查起励时起励接触器是否动作；（9）检查起励电阻或起励二极管是否开路；（10）检查调节器是否接收到起励命令：开机令来，调节器I/O板的第9号开关量输入指示灯未亮，说明未收到起励命令；（11）通知维护人员处理。5.4逆变失败5.4.1动作条件：在机组空载时（无并网令，定子电流小于10％），逆变令（停机令）接通10秒后机端电压仍大于10％；5.4.2现象：（1）监控上位机报“逆变失败”73 故障；（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“逆变失败”；（3）机端电压指示大于10％额定电压；（4）灭磁开关跳闸；5.2.1处理：（1）通知维护人员检查停机后机端PT回路是否仍有电压；（2）检查调节器逆变信号是否正常，观察点：逆变令来时，调节器I/O板的第10号开关量输入指示灯是否亮；若未亮，说明调节器未收到逆变令，应通知维护人员处理。5.3BV2故障5.3.1动作条件：（1）A通道同步系数为0时：A通道机端电压>10%Un且BV2某相电压测量值低于三相平均值的83％；（2）A通道同步系数不为0时：A通道同步电压>20%额定值且同步电压>BV2机端电压测量值＋10％Un；5.3.2现象：（1）监控上位机报“A通道PT故障”；（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“A套PT故障”；（3）A通道将由自动方式转为手动方式；（4）A通道自动切换到备用通道运行；5.3.3处理：（1）检查机端BV2高低压保险是否熔断；（2）观察调节器触摸屏上A通道测量电压是否正常；3）通知维护人员处理。5.4BV1故障5.4.1动作条件：（1）B通道同步系数为0时：B通道机端电压>10%Un且2PT某相电压测量值低于三相平均值的83％；（2）B通道同步系数不为0时：B通道同步电压>20%额定值且同步电压>2PT机端电压测量值＋10％Un；5.4.2现象：（1）监控上位机报“B通道PT故障”；（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“B套PT故障”；（3）B通道将由自动方式转为手动方式；（4）B通道自动切换到C通道备用或运行；5.4.3处理：（1）检查机端BV1高、低压保险是否熔断；（2）观察调节器触摸屏上B通道测量电压是否正常；3）通知维护人员处理。5.5A套检测系统故障5.5.1动作条件：A通道故障监测芯片出现硬件或软件故障，不能正常工作；5.5.2现象：1）监控上位机报“调节器A套检测系统故障”；（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“A套检测系统故障”；5.5.3处理：（1）切换到备用通道运行；（2）通知维护人员处理。73 5.2B套检测系统故障5.2.1动作条件：B通道故障监测芯片出现硬件或软件故障，不能正常工作；5.2.2现象：（1）监控上位机报“调节器B套检测系统故障”；（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“B套检测系统故障”；5.2.3处理：（1）A通道在正常运行时，将B通道备用切换到C通道备用；（2）通知维护人员处理。5.3A套电源故障5.3.1动作条件：A通道开关电源＋5V电压输出异常（消失、小于4.75V或者大于5.25V）或+12V电压消失；5.3.2现象：（1）监控上位机报“调节器A通道电源故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“A套电源故障”；（3）A调节器将自动切换到备用通道运行；5.3.3处理：（1）检查A通道开关电源VIO3电源侧开关QF03是否断开；（2）通知维护人员处理。5.10B套电源故障5.10.1动作条件：B通道开关电源＋5V电压输出异常（消失、小于4.75V或者大于5.25V）或+12V电压消失；5.10.2现象：（1）监控上位机报“调节器B通道电源故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“B套电源故障”；（3）B通道将自动切换到C通道备用或运行；5.10.3处理：（1）检查B通道开关电源VIO4电源侧开关QF04是否断开；（2）通知维护人员处理。5.11A套调节器故障5.11.1动作条件：机端电压大于40％时，A通道调节器硬件或者软件故障，看门狗动作；5.11.2现象：（1）监控上位机报“调节器A通道故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“A套调节器故障”；（3）A通道将自动切换到备用通道运行；5.11.3处理：通知维护人员处理。5.12B套调节器故障5.12.173 动作条件：机端电压大于40％时，B通道调节器硬件或者软件故障，看门狗动作；5.12.2现象：（1）监控上位机报“调节器B通道故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“B套调节器故障”；（3）B通道将自动切换到C通道备用或运行；5.12.3处理：通知维护人员处理。5.13C套调节器故障5.13.1动作条件：有开机令时：（1）C通道的控制芯片出现硬件或软件故障或电源故障，不能正常工作；（2）C通道同步信号故障；5.13.2现象（1）监控上位机报“调节器C通道故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“C套调节器故障”；5.13.3处理：（1）若C通道是运行通道，立即停机；（2）通知维护人员处理。5.14A套脉冲故障5.14.1动作条件：开关量板上A通道故障检测芯片检测到A通道运行时输出的六相脉冲任一相或多相丢失；5.14.2现象：（1）监控上位机报“调节器A通道脉冲故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“A套脉冲故障”；（3）A通道将自动切换到备用通道运行；5.14.3处理：通知维护人员处理；5.15B套脉冲故障5.15.1动作条件：开关量板上B通道故障检测芯片检测到B通道运行时输出的六相脉冲任一相或多相丢失；5.15.2现象：（1）监控上位机报“调节器B通道脉冲故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“B套脉冲故障”；（3）B通道将自动切换到C通道备用或运行；5.15.3处理：通知维护人员处理；5.1624V电源I段故障（24VDCI段消失）5.16.1动作条件：机端电压>80%额定值，同时调节器的I路24V电源消失；5.16.2现象：（1）监控上位机报“调节器24VDCI段消失”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“24VDCI段消失”；5.16.3处理：（1）检查24V一路开关电源VI01电源侧开关QF01是否断开；（2）通知维护人员处理；73 5.1724V电源II段故障（24VDCII段消失）5.17.1动作条件：机端电压>80%额定值，同时调节器的II路24V电源消失；5.17.2现象：（1）监控上位机报“调节器24VDCII段消失”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“24VDCII段消失”；5.17.3处理：（1）检查24V二路开关电源VI02电源侧开关QF02是否断开；（2）通知维护人员处理；5.18交流电源消失5.18.1动作条件：厂用交流电Ｉ段、II段均消失；5.18.2现象：（1）监控上位机报“励磁交流电源消失”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“交流电源消失”、“1#整流桥故障”、“2#整流桥故障”；（3）调节柜显示屏故障显示画面将显示“风机故障”；（4）两功率柜“风机运行”指示灯灭，“风机停转”指示灯点亮；（5）监控上位机励磁电压、电流显示为“零”；5.18.3处理：（1）检查两路厂用交流电源断路器QF61、QF62是否闭合；（2）检查与交流断路器对应的交流接触器QC61、QC62是否动作；（3）检查外部厂用电源是否正常输入；（4）通知维护人员处理；5.19直流电源消失5.19.1动作条件：（1）直流电源I段消失；（2）直流II段电源消失；5.19.2现象：（1）监控上位机报“励磁直流电源消失”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“直流电源消失”；（3）灭磁开关分、合指示灯灭；（4）“风机运行”、“风机停转”指示灯灭；（5）功率柜上“本柜投入”、“本柜退出”指示灯灭；5.19.3处理：（1）检查直流I、II路电源输入开关QF63、QF64是否断开；（2）查找交直流分屏上励磁直流I、II路电源输出开关是否断开；（3）通知维护人员处理。5.20灭磁开关误分5.20.1动作条件：有并网令，同时灭磁开关处于分闸状态；5.20.2现象：（1）监控上位机报“灭磁开关误分”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“灭磁开关误分”；（3）发电机出口断路器跳闸，机组停机现象出现；5.20.3处理：（1）监视机组停机；（2）检查是否有人员误碰；（3）通知维护人员处理。73 5.21过励保护动作5.21.1动作条件：调节器模拟量板上测到的励磁电流大于励磁系统的过励保护设定值；5.21.2现象：（1）监控上位机报“过励保护动作”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“过励保护动作”；（3）发电机出口断路器跳闸、灭磁开关跳闸；5.21.3处理：（1）检查转子回路有无明显短路痕迹；（2）检查功率柜内是否有明显短路痕迹；（3）通知维护人员处理。5.22转子过压保护动作5.22.1动作条件：（1）发电机组异步运行或非全相运行，造成转子回路过电压保护回路动作；（2）分灭磁开关灭磁时造成转子回路过电压保护回路动作；5.22.2现象：（1）监控上位机报“转子过压保护动作”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“过压保护动作”；（3）灭磁柜柜门上“过压保护”指示灯点亮；5.22.3处理：（1）由于某些原因分断灭磁开关灭磁时转子过电压保护动作，检查无异后可复归信号；（2）若发电机组出现异步或非全相运行等异常运行工况时，转子两端出现过电压，此时运行人员应调整发电机组运行工况正常，无异后可复归信号；（3）转子过电压信号不能复归及时通知维护人员处理。5.23A套同步故障5.23.1动作条件:机端电压>40%，A通道同步电压>20%但<0.85倍A通道PT电压；“A套同步故障”同时会启动“A套调节器故障”；5.23.2现象:（1）监控上位机报“励磁A通道同步故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“A套同步故障”；（3）监控上位机及调节柜显示屏故障显示画面同时还显示“A套调节器故障”（4）A通道将自动切换到备用通道运行；5.23.3处理:通知维护人员处理。5.24B套同步故障5.24.1动作条件:机端电压>40%，B通道同步电压>20%但<0.85倍B通道PT电压；“B套同步故障”同时会启动“B套调节器故障”；5.24.2现象:（1）监控上位机报“励磁B通道同步故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“B套同步故障”；（3）监控上位机及调节柜显示屏故障显示画面还同时显示“B套调节器故障”（4）B通道将自动切换到C通道运行或备用；73 5.24.3处理:通知维护人员处理5.25低励磁电流5.25.1动作条件：A/B运行通道：机端电流大于10％，且励磁电流<20％空载额定励磁电流；5.25.2现象：（1）调节柜显示屏故障显示画面将显示“低励磁电流”；（2）励磁电流指示低；（3）发电机无功显示进相；5.25.3处理：（1）切换至备用通道运行，若无效应尽快停机处理；（2）励磁系统故障引起发电机失磁则应立即停机；（2）通知维护人员处理。5.26励磁变CT故障5.26.1动作条件：A/B运行通道：机端电压>80％,励磁电流<10％额定励磁电流,且同步电压系数不为零；5.26.2现象：（1）监控上位机报“励磁变CT故障”（2）调节柜显示屏故障显示画面将显示“励磁变CT故障”；5.26.3处理：（1）检查C通道控制信号是否正常，若励磁变副边CT故障，C通道电流反馈信号将很小，控制信号将始终处于最小值；（2）通知维护人员处理。5.27HA站通讯故障5.27.1动作条件：A通道调节器CAN通讯异常；5.27.2现象：（1）调节柜显示屏故障显示画面将显示“CHA站故障”；（2）调节柜显示屏通讯监测画面“A调节器通讯”灯停止闪烁；5.27.3处理：通知维护人员处理。5.28CHB站通讯故障5.28.1动作条件：B通道调节器CAN通讯异常；5.28.2现象：（1）调节柜显示屏故障显示画面将显示“CHB站故障”；（2）调节柜显示屏通讯监测画面“B调节器通讯”灯停止闪烁；5.28.3处理：通知维护人员处理5.291＃功率柜风机电源故障73 5.29.1动作条件：发电机建压10%，1＃功率柜A、B风机接触器QC21、QC22未励磁；5.29.2现象：（1）调节柜显示屏的故障显示画面将显示“1＃功率柜风机电源故障”；（2）1＃功率柜面板“风机故障”灯点亮；5.29.3处理：（1）检查1#功率柜A、B风机电源开关QF21、QF22是否合上；（2）若电源已合上则检查2#功率柜工作正常，按下1#功率柜“本柜退出”按钮；（3）检查1#功率柜负荷已转移至2#功率柜；（4）通知维护人员处理。5.302＃功率柜风机电源故障5.30.1动作条件：发电机建压10%，2＃功率柜A、B风机接触器QC31、QC32未励磁；5.30.2现象：（1）调节柜显示屏的故障显示画面将显示“1＃功率柜风机电源故障”；（2）1＃功率柜面板“风机故障”灯点亮；5.30.3处理：（1）检查2#功率柜A、B风机电源开关QF31、QF32是否合上；（2）若电源已合上则检查1#功率柜工作正常，切除2#功率柜脉冲电源开关，检查“本柜退出”灯点亮；（3）检查2#功率柜负荷已转移至1#功率柜；（4）通知维护人员处理。5.311＃功率柜快熔熔断5.31.1动作条件：1＃功率柜内任一快速熔断器处于断开状态；5.31.2现象：（1）调节柜显示屏的故障显示画面将显示“1＃功率柜快熔熔断”；（2）1＃功率柜“快熔熔断”指示灯点亮；（3）1＃功率柜输出电流表指示下降，2＃功率柜输出电流表指示上升；5.31.3处理：（1）检查1＃功率柜内的6个快速熔断器的红色指示接点是否弹出；（2）检查2#功率柜工作正常，按下1#功率柜“本柜退出”按钮；（3）检查1#功率柜负荷已全部转移至2#功率柜；（4）拉开1#功率柜交、直流电源刀闸,手动停止1#功率柜风机,通知维护人员处理。5.322＃功率柜快熔熔断5.32.1动作条件：2＃功率柜内任一快速熔断器处于断开状态；5.32.2现象：（1）调节柜显示屏的故障显示画面将显示“2＃功率柜快熔熔断”；（2）2＃功率柜“快熔熔断”73 指示灯点亮；（3）2＃功率柜输出电流表指示下降，1＃功率柜输出电流表指示上升；5.32.3处理：（1）检查2＃功率柜内的6个快速熔断器的红色指示接点是否弹出；（2）检查1#功率柜工作正常，按下2#功率柜“本柜退出”按钮；（3）检查2#功率柜负荷已全部转移至1#功率柜；（4）拉开2#功率柜交、直流电源刀闸,手动停止2#功率柜风机,通知维护人员处理。5.331＃整流桥故障（2＃整流桥故障）5.33.1动作条件：以下任意一个故障发生时：（1）1＃功率柜快熔熔断；（2）有开机令时，1＃功率柜风机电源消失；（3）1＃功率柜脉冲板检测到脉冲故障；5.33.2现象：（1）调节柜显示屏的故障显示画面将显示“1＃整流桥故障”；（2）可能1＃功率柜柜门上将点亮“快熔熔断”或“风机停转”指示灯；（3）调节柜显示屏的故障显示画面将显示“脉冲故障”；5.33.3处理：（1）观察1＃功率柜柜门上的“快熔熔断”、“风机停转”指示灯是否点亮；若哪个指示灯点亮，即为该指示灯对应的故障，应检查对应的控制及检测回路；（2）若1＃功率柜柜门上指示灯正常，调节柜显示屏的故障显示画面显示“脉冲故障”，则可判断为1#功率柜脉冲功放板故障；（3）通知维护人员处理。5.34励磁变压器温度高：5.34.1动作条件：励磁变压器温升达到温度高整定值5.34.2现象：发电机保护显示屏上“励磁变压器温度高”报警，监控上位机报“励磁变压器温升高”；5.34.3处理：（1）检查励磁系统是否有过负荷运行；（2）检查励磁功率柜是否有掉相运行；（3）若在运行中不能恢复正常，应向调度申请停机处理。5.35励磁变压器温度过高：5.35.1动作条件：励磁变压器温升达到温度过高整定值5.35.2现象：1）发电机保护显示屏上“励磁变压器温度过高”报警，（2）监控上位机报“励磁变压器温度过高”，（3）发电机出口开关、灭磁开关跳闸，（4）之前有“励磁变压器温度高”信号出现；5.35.3处理：通知维护人员处理。73 73 第三册变压器运行规程Q/*****-JS-YX03-20171主题内容与适用范围1.1本规程规定了灯泡贯流水利枢纽变压器及其附属设备的运行维护、操作、注意事项、异常及事故处理；1.2本规程适用于灯泡贯流水利枢纽变压器的运行工作；1.3运行人员应掌握本规程；2引用标准2.1原电力部颁发的《电力工业技术管理法规》2.2原电力部颁发的《电力变压器运行规程》2.3原电力部颁发的有关专业技术规程2.4设备厂家的技术资料2.5本厂有关技术文件3设备技术规范3.1主变压器技术规范项目规格型号SF11-/220额定频率(Hz)：50额定电压(kV)：高压绕组242±2×2.5%低压绕组13.8额定电流A357.9/6276调压方式及范围：中心点无励磁调压，调压范围242±2×2.5%kv冷却方式：自循环风冷额定容量(kVA)：150/150相数：三相73 联接组标号：YNd11雷电冲击全波kv高压侧950低压侧105温升限值℃(环境温度40℃)：顶层油＜52绕组平均温升＜62油箱及结构件表面局部最高温升＜77空载电流lo(%)0.06空载损耗kw71.57冷却系统散热器数量:散热器型式：PC2600-29/520散热器重量(t):冷却风扇数量(个)：总的风扇功率：(kW)风机型号：DBF9Q10C气体继电器型号：QJ13-80A温度控制器型号：AKM-TD111-8绕组温度计型号：AKM-TD111-83.2厂高变主要参数3.3厂低变主要参数3.4船闸变、照明变、坝顶变主要参数3.5励磁变压器技术规范73 3.6一般说明4运行规定4.1一般规定4.1.1主变及所属保护运行方式的改变应向调度申请批准4.1.2主变运行时主变纵差动保护和重瓦斯保护不得同时退出。4.1.3主变重瓦斯保护出口由跳闸改投信号位置时，必须经灯泡贯流发电有限公司主管生产领导批准。4.1.4变压器外壳必须有可靠接地，各侧引出线必须连接良好，并具有明显的相色标志。4.1.5干式变压器外壳上的门应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”标示牌。4.1.6主变上层油温不能超过95℃和主变绕组温度最高不得超过115℃,正常运行时上层油温不宜超过85℃；干式变压器绕组最高温度不得超过厂家规定值。4.1.7当主变油温60℃时第一组风机启动，70℃时第二组风机启动，85℃时报警，95℃时跳闸。4.1.8当主变绕组温度70℃时第一组风机启动，80℃时第二组风机启动，,105℃时报警，115℃时跳闸。4.1.9主变压器运行电压不应高于该运行分接头额定电压的105％。4.1.10变压器分接头的运行档位应按系统运行情况确定。变压器分接头接触电阻及变比应在合格范围。4.1.11变压器过载能力（正常寿命，过载前已带满负荷、环境温度40℃）过流（%）允许运行时间（min）10长期运行204803012045606045752073 100104.1.1事故情况下，干式变压器可以短时过负荷运行，允许过负荷倍数及运行时间不得超过下表之规定值。4.1.1.1干式变压器允许过负荷能力过负荷倍数允许运行时间1.260min1.345min1.432min1.518min1.65min4.1.2厂用变的400V侧绕组绝缘电阻用500V兆欧表测量，变压器绝缘电阻一分钟稳定值不小于0.5MΩ；4.1.3变压器绕组绝缘电阻达不到要求时，应查明原因，予以消除，否则应经灯泡贯流电站主管生产领导同意方可后运行；4.1.4变压器检修、经出口短路冲击后，投运前均应测量绕组的绝缘电阻；4.1.5变压器停、送电：4.1.5.1双绕组变压器停、送电：（1）变压器停送电操作前,应先合上主变中性点刀闸；主变可从高压侧充电，禁止从低压侧全电压充电；（2）新安装的主变投运时，应先零起升流升压正常后，进行额定电压冲击合闸5次；大修后也应先零起升流升压正常后，进行额定电压冲击合闸3次。4.1.5.2厂用变投运时，只能从高压侧充电；停运时，先拉开低压侧开关，再拉开高压侧开关；4.1.6主变检修时应退出主变保护出口跳母联开关的压板及启动失灵保护压板；4.1.7新安装、大修、事故检修或换油后的变压器，在施加电压前静置时间应不少于48小时；4.1.8变压器在过负荷运行时，应投入全部冷却装置。73 4.1运行方式4.1.1变压器的并列运行4.1.1.1并列运行的基本条件：（1）连接组别相同；（2）电压比相等；（3）短路阻抗相等。4.1.1.2新装或变动过内外连接线的变压器，投入运行前必须核定相位；4.1.2主变中性点的运行方式4.1.2.1220kV母线运行时，应保证母线上有一台运行主变的中性点直接接地；4.1.2.2主变停送电操作过程中允许主变中性点接地个数短时超过规定值，操作完毕后应及时拉开多余的主变中性点；4.1.2.3主变中性点运行方式规定：按电网有关规定执行。4.2巡视检查4.2.1主变日常巡视检查内容：4.2.1.1主变振动、声音无异常；4.2.1.2主变中性点套管、油枕、高压套管油位、油色正常；4.2.1.3主变本体、各结合面、法兰、高低压套管、阀门等各处无渗漏油现象；4.2.1.4冷却器风扇运行正常；4.2.1.5主变油温和绕组温度正常，储油柜的油位与当时环境温度相对应，各部位无渗油、漏油现象；4.2.1.6主变冷却器控制箱电源正常、各控制开关位置正常，无报警信号；4.2.1.7主变中性点接地刀闸位置正确，操作机构无异常；4.2.1.8检查主变铁芯和夹件接地线连接牢固；4.2.1.9主变消防喷淋系统正常，雨淋阀及前后闸阀位置正确，雨淋阀控制系统正常，灭火器充足；4.2.1.10主变间隔警告标志齐全；无积水、排水通畅；4.2.1.11主变压器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；引线接头、电缆应无发热迹象；4.2.1.12压力释放阀完好无损；73 4.1.1.1气体继电器内无气体；4.1.1.2各控制箱和二次端子箱应关严，二次端子无松动，无受潮；4.1.1.3事故排油油管管口无堵塞。4.1.2变压器在下列情况下应增加巡视检查次数：4.1.2.1新设备或经过检修、改造的主变压器在投运72小时内；4.1.2.2变压器存在缺陷时；4.1.2.3雷雨季节，特别是雷雨后及避雷器动作后；4.1.2.4高温季节、高负荷运行期间；4.1.2.5变压器过负荷运行期间。4.1.3干式变压器巡视项目：4.1.3.1检查干式变运行声音是否正常，外壳接地是否良好，柜门是否关好；4.1.3.2检查干式变引线及接头无过热变色和放电现象；4.1.3.3检查干式变分接开关位置正确；4.1.3.4检查干式变温控装置、绕组温度是否正常；4.1.3.5检查干式变绕组温度控制的强迫风冷风机运行是否正常。5异常及事故处理5.1异常处理5.1.1变压器有下列情况之一者视为异常运行：5.1.1.1变压器内部声音增大或异常声响；5.1.1.2油箱、散热器、法兰、油管、压力释放阀等有渗漏现象；5.1.1.3三相负荷不平衡，过负荷；5.1.1.4上层油温显著升高，但未超过允许值；5.1.1.5主变压器油位低于或高于极限值，油色变化，经检验不合格；5.1.1.6套管出现裂纹、放电痕迹或放电声、套管螺丝或接线端头过热变色、高压套管油位异常；5.1.1.7轻瓦斯保护动作；5.1.1.8冷却系统故障。5.1.2发现变压器异常运行时，应立即报告值长和调度，汇报灯泡贯流发电有限公司主管生产领导，采取必要措施防止故障扩大，查明原因尽快消除；73 4.1.1主变上层油温（干式变绕组温度）异常升高：4.1.1.1立即向调度申请减少相应机组的出力，汇报灯泡贯流发电有限公司主管生产领导；4.1.1.2检查主变冷却装置的运行情况,投入备用冷却风扇，必要时切手动方式运行；4.1.1.3联系维护人员检查测温回路有无异常；4.1.1.4检查主变内部是否有异常声响；4.1.1.5检查主变油箱油面是否过低，核对油位是否与当时温度相适应；4.1.1.6当上述检查都正常，而油温仍不断上升时，应立即向调度申请将主变停电。4.1.2主变油位显著下降：4.1.2.1立即向调度申请减少相应机组的出力，汇报灯泡贯流发电有限公司主管生产领导；4.1.2.2当检查因漏油而使油位迅速下降时，禁止将重瓦斯保护改投信号，应迅速采取措施，制止漏油；4.1.2.3当油位接近于油位计下限且无法止漏时，应立即联系调度将主变停电。4.1.3轻瓦斯保护动作：4.1.3.1检查瓦斯继电器无异常，听变压器内部有无异常声响，判断保护动作是否由进入空气、漏油或二次回路故障引起；4.1.3.2检查气体性质：气体性质故障性质黄色、不易燃烧木质故障淡灰色、强烈臭味、可燃纸或纸板故障灰色或黑色、易燃油质故障无色、无味、不可燃空气4.1.3.3如果气体为空气，则放出空气后主变可继续运行；4.1.3.4如果气体为有色可燃气体，或油色变化过大，应立即向调度申请将主变停电。73 4.1事故处理4.1.1主变压器有下列情况之一者应立即停运：4.1.1.1主变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆裂声；4.1.1.2严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位下限；4.1.1.3套管有严重的破损和放电现象；4.1.1.4主变压器附近的设备着火、爆炸和发生其它情况，对变压器造成严重威胁；4.1.1.5主变压器冒烟着火；4.1.1.6在正常冷却条件下，负荷变化不大，而油温突然升高并不断上升，超过允许值；4.1.1.7当发生危及主变安全的故障，而主变压器的有关保护装置拒动时；4.1.1.8冷却装置全停，上层油温已达到最高允许值，或无冷却允许运行时间已达极限值；4.1.1.9压力释放阀动作，向外喷油。4.1.2重瓦斯保护动作4.1.2.1进行主变压器外部检查，注意有无喷油等异常情况；4.1.2.2取主变气体判断故障性质，如取不到气体，可取油样化验分析；4.1.2.3如系保护误动作，则可将瓦斯保护退出运行，但差动保护必须投入；4.1.2.4气体分析无异常，或重瓦斯保护无异常，应汇报调度、灯泡贯流发电有限公司主管生产领导，经批准后，用机组带主变压器零起升压，正常后投入运行。4.1.3差动保护动作4.1.3.1拉开主变高、低压侧开关及刀闸；4.1.3.2对差动保护范围内的一次设备进行详细检查；4.1.3.3测量主变压器高、低压侧绝缘电阻及进行有关试验；4.1.3.4检查差动保护装置，如系误动又不能很快处理时，可退出差动保护，但重瓦斯保护必须投入跳闸位置，将主变压器投入运行；4.1.3.5用机组带主变压器零起升压，无异常后投入运行。4.1.4主变零序保护动作73 4.1.1.1对220KV设备进行外部检查；4.1.1.2检查保护装置，查明其动作正确性；4.1.1.3联系维护人员摇测主变高、低压侧绝缘电阻；4.1.1.4用机组带主变压器零起升压，无异常后投入运行。4.1.2主变压力释放保护动作4.1.2.1检查压力释放阀是否喷油，油位是否下降4.1.2.2检查是否为保护误动4.1.2.3通知检修人员查明原因处理。4.1.3主变压器着火4.1.3.1立即拉开主变压器高低压侧开关、刀闸，断开冷却装置动力电源；4.1.3.2立即手动启动消防泵，打开主变消防雨淋阀灭火；4.1.3.3如系顶部流油着火，则打开放油阀放油至油面低于流油口以下；若系主变压器内部故障着火，则禁止排油。73 第四册配电装置运行规程Q/*****-JS-YX04-20171主题内容和适应范围1.1本规程规定了灯泡贯流水电站220KV、GIS、13.8KV系统的运行方式及操作、事故处理；1.2本规程适用于灯泡贯流水电站220KV、GIS及13.8KV系统的运行维护、倒闸操作、故障及事故处理；1.3灯泡贯流水电站运行人员应全面熟悉和掌握本规程，维护检修人员、技术管理人员应了解本规程。2引用标准2.1电力部《电力工业技术管理法规》—19822.2水利电力部《动力系统调度管理法规》—19802.3能源部《电业安全工作规程》—19912.4《高压断路器运行规程》3主要技术规范3.1　GIS技术参数3.1.1SF6气体额定压力１断路器0.7MPa(at20℃)２主母线0.5MPa(at20℃)３其它0.5MPa(at20℃)3.1.2SF6气体压力额定值(20℃为基准)特性参数１断路器以外部分1次报警压力0.47MPa±0.02２断路器以外部分2次报警压力0.45MPa±0.02３断路器报警压力0.65MPa±0.02４断路器操作闭锁压力0.62MPa±0.023.1.3GIS通用额定参数１绝缘电阻主回路(1000V1000㏁73 高阻表)２操作及控制回路(500V高阻表)2㏁３最高温升(最高周围温度40℃)65K４操作及控制回路(500V高阻表)75K3.1.4最高SF6气体使用压力特性参数１断路器0.93MPa２断路器以外部分0.67MPa3.1.5断路器特性参数１3相不同期分闸时间5（3）ms以下２额定开断时间≤50ms３额定空载合闸时间100ms以下４额定分闸时间25ms以下５液压额定值：分闸闭锁压力28±0.5MPa６液压额定值：合闸闭锁压力29.5±0.5MPa７液压额定值：报警压力30.0±0.5MPa８液压额定值：重合闸闭锁压力32.0±0.5MPa９液压额定值：泵电动机驱动压力34±1MPa１０液压额定值：泵电动机停止压力36±1MPa１１液压额定值：最高油使用压力40MPa１２液压额定值：触头之间的保持距离180±1mm3.1.6隔离开关和接地开关特性参数１合、分闸时间5sec以内２额定控制电流2.5A以下73 ３　控制电压变动范围85~110%3.1.7母线额定参数１型式300SR２额定电压２５０ＫＶ３额定电流３１５０Ａ４额定频率５０ＨＺ５绝缘强度1)工频耐受电压）2)雷电冲击耐受电压460kV/（460＋145）kV　　1050kV/（1050＋200)kV６额定短时间电流50　　　3sＫＡ７额定气体压力(20℃为基准)0.5MPa3.1.8断路器额定参数１型式300SR-K1２额定电压252kV３额定电流线路间隔3150Ａ４额定电流变压器间隔3150Ａ５额定电流母联间隔3150Ａ６额定频率５０ＨＺ７额定短路开断电流５０ＫＡ８分闸时间25ms９合闸时间100ms１０额定开断时间３１１首相开断系数１．３１２额定关合电流125kA１３额定短路电流(3秒)50kA１４160250AA73 额定充电开断电流　１架空线路2)电缆１５额定失步开断电流12.5kA１６近区线路故障开断电流1)90%Is2)75%Is4537.5kAkA１７无线电干扰电压　1)施加电压2)规定值(0.5MHz基准108≤500㎶　kV１８局部放电1)施加电压2)规定值160kV≤5pC（整体）/≤3pC（单个元件）１９绝缘强度1)工频耐受电压:　相间，对地/断口间，460kVrms/(460＋145）kV２０2)雷电冲击耐受电压(1.2x50㎲):相间，对地/断口间1050kV/(1050+200)kV２１额定暂态恢复电压上升率2.0kV２２额定气体压力(20℃基准)0.7MPa２３额定操作顺序O-0.3sec-CO-3min-CO3.1.9控制及操作装置额定参数１操作方式液压２额定操作压力34±1MPa３额定控制电压110VDC４控制电压变动范围1)合闸线圈(DC)2)分闸线圈(DC)3)泵用电动机(AC)85~110%65~110%85~110%73 ５额定合闸控制电流2.5　　A６额定分闸控制电流2.5A７操作及控制回路工频耐受电压2kV８泵单元用电动机1)型式2)额定电压3)容量交流电动机380VAC0.75kW９储油装置1)最高使用压力2)耐压试验压力4060MpaMPa１０安全阀操作压力38±1.5MPa１１加热器1)额定电压2)额定功率AC　　220V100±10%W3.1.10隔离开关额定参数１额定电压252kV２绝缘水平　工频耐受电压　　　　相间,对地间　　　　断口间　　460(460+145)kVkV３2)雷电冲击耐受电压(1.2x50㎲)-相间,对地间-断口间10501050+200)kVkV４额定电流　1)T/L间隔　　2)TR间隔　　3)母联间隔3150A５额定频率５０Hz６额定短时耐受电流125kA73 ７额定控制电压及操作电压110V　　DC８操作方式电动操作９额定气体压力(20℃为基准)0.5MPa3.1.11接地开关额定参数１额定电压252kV２额定短时间电流(3秒)50kA３额定合闸电流125kA４操作方法电动弹簧操作５额定控制及操作电压110VDC６控制及操作电压变动范围85~110%７绝缘强度　1)工频耐受电压　:相间,对地间460Kv８2)雷电冲击耐受电压(1.2x50㎲):相间,对地间1050kV９额定气体压力(20℃为基准)0.5MPa3.1.12设备用及母线用接地开关额定参数１额定电压252kV２额定短时间电流(3秒)50kA３操作方法电动操作４额定控制电压110　V　　DC５控制电压变动范围　　　　85~110%６绝缘强度1)工频耐受电压:相间,对地间460kV７雷电冲击耐受电(1.2x50㎲)73 :相间,对地间1050kV８额定气体压力(20℃为基准0.5　　MPa3.1.13保护用电流互感器额定参数１额定一次电流　　２额定二次电流5A３额定二次负载　　　50VA４准确级5P203.1.14测量用电流互感器额定参数１额定一次电流２额定二次电流5A３额定二次负载50VA４准确级0.2S3.1.15主母线侧单相电压互感器额定参数１额定一次电压220/√3kV２额定二次电压0.1/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1kV３准确级及容量　1)准确级　　　　　2)容量0.2/0.5/0.5/3P50/100/100/300VA４额定气体压力(20℃为基准0.5MPa3.1.16套管额定参数额定参数１适用规格IEC60137,IEC60233,GB/T4109-1999２额定电压252kV３额定电流1)进出线间隔3150A４额定气体压力(20℃为基准)0.5MPa５绝缘强度1)工频耐受电压73 -相间,对地间460kV６2)雷电冲击耐受电压(1.2x50㎲)　-相间,对地间1050kV７最小爬电距离3.2GIS巡视检查项目和定期检查项目巡视检查每天进行定期检查每6年进行气体断路器　型号:300SR-K1　(252kV50kA用)3.2.1巡视检查序号项目检查内容管理基准１外观分合指示器，分合指示器显示状态是否与断路器的使用状态相同有无异常声音和异常味道等。应无异常声音和异常味道等支架外壳等是否生锈或受损，污损应无显著的生锈现象及损坏螺栓，螺母的松紧状态。不允许有松弛现象２机构部位有无计数器的操作次数。正常操作分合指示器的表示正常操作液压表的指示确认液压表的指示是否在34~36MPa之间３漏气及漏油有无气体系统的漏气应无漏气和漏油。有无液压操作机构的漏油。４机构部位确认泵运行次数每天10次以内。3.2.2定期检查项目检查内容工作内容管理基准使用工具73 序号１开合操作开合显示器的状态，计数器的状态。肉眼确认开断断路器时应正常操作辅助开关的状态各操作位置时采用试验仪检查是否通电。应通电试验仪确认低压操作在操作压力28MPa时，开断现场电压。应操作。除去闭锁装置开合特性试验以额定压力值和闭锁压力值为现场电压进行检查。与之前资料作比较其数据应为±10%以内。开关特性测试仪２外观常规确认螺栓松紧状态肉眼确认无松弛接地端子部位的紧固状态无松弛生锈，喷涂脱落不允许生锈，喷涂脱落３机构部位确认压力开关的操作变化操作压力并由压力表读取。在规定值的±0.5MPa以内扳手试验仪起子压力表(操作压力)的校正根据标准压力表校正最大公差在±1.5%以内扳手标准压力表确认气体密度开关的操作变化气体压力并取操作值规定值得±0.02MPa以内扳手试验仪起子气体压力表的校正根据标准压力表校正最大公差在±1.5%以内73 扳手小钳子标准压力表润滑脂的状态肉眼确认保持充分的润滑脂油泵单元的油面位置肉眼确认油面降低时补充操作油(航空液压油)保持基准油面油面处于油位表绿色面以内)确认液压部分是否漏油肉眼确认无漏油部位４共同项目螺栓螺母连接状态无松弛，正常操作外壳内的湿气和生锈与否肉眼确认无湿气，生锈及污损污损状态配线无湿气，污损配管检查无湿气，污损隔离开关型式:300DSM和接地开关　型式:300EAP,300EYP(252kV50kA用)3.2.3隔离开关和接地开关的检查程序和检查事项序号检查部分检查内容及程序判断措施１栓和螺母的松紧状态确认外侧的螺栓螺母是否完全紧固1)气体系统的配管连接部位松紧与否各螺栓螺母的连接部位紧固2)控制配线的端子松紧状态3)气体阀门用螺栓及操作机构内部的螺栓松紧状态２开合显示器开合显示器的显示是否与各设备的操作一致合闸:合分闸：分73 如非正常条件，重新调整或维修完善３操作次数计数器确认设备操作次数按照1次的开断操作(C-O操作)周期，由计数器核算每一次同左４生锈或喷涂状态生锈的发生及外部喷涂的脱落与否同左除去生锈，补漆５开断部位配线电缆的断线或损坏与否采用万用表确认电缆状态如非正常条件，立即更换６辅助开关“a”触头和“b”触头的操作是否正确７气体配管状态确认焊接连接部位的状态采用检漏仪测量泄漏与否发生漏气的部位，按照推荐事项更换所属部位８配线状态测量绝缘电阻2㏁以上９测量气体内水分含量对SF6气体充入配管连接气体湿度仪（露点测量装置）并测量充入气体内部的水分含量500ppm(volume)以下如测量的水分含量超过基准值时，按照特殊检查项目的推荐事项，更换外壳内部的吸附剂73 气体绝缘电压互感器(GASVT)　(252kV50kA用)3.2.4检查项目序号检查项目合格标准1运行状态仪器指数指数正常2噪音和振动·铁芯发出的声音·共振的声音·放电的声音未发现的噪音或振动3气味奇怪气味是否存在未发现奇怪气味4二次短路保护器（有保护装置时） ·保险丝保险丝完好(没有白色指示)MCB控制杆处于ON位置。5外表面生锈或腐蚀未发现生锈或腐蚀表面表面未剥落或擦伤端子局部过热未发现变色和过热气体泄漏未发现气体泄漏小动物的侵入未发现侵入或踪迹3.2.5定期检查　序号检查项目合格标准周期1装配螺栓安装螺钉紧固未发现松动每六年一次2一次接地端子紧固未发现松动3压力容器端子箱气体泄漏未发现气体泄漏生锈或腐蚀未发现生锈和腐蚀表面表面未剥落或擦伤73 3.2.6ＧＩＳ检查项目及判断　(252kV50kA用)　检查　A:时时检查B:常规检查C:分解检查序号检查项目一般检查(普通检查)设备检查判断对策ＡＢＣ１气体压力记录气体压力表的数据GIS整体000报警压力值以上压力较低时按照说明进行SF6补气２液压表确认液压表CB000报警压力值以上压力较低时，确认异常部件进行维修３操作试验采用远方或手动操作至少进行一次的开合CB,DS,ES00正常操作在异常状态下进行重新调整和维修４操作特性试验合闸和开断特性最小控制电压操作前后调整CB的液压CB,DS,ES0５水分含量测量气体的水分含量选样00CB:300ppm(vol.)以下其他:500ppm测量值如超过此数据时更换吸附剂73 (vol.)以下６驱动部位的检查按照个别说明书确认驱动部位,破损,生锈,补充润滑脂CB,DS,ES00７补气根据说明书补气至额定压力GIS整体0８气体泄漏试验采用气体泄漏检测仪对气体密封部分进行检查并确认是否有气体泄漏GIS整体0气体泄漏有气体泄漏，采用适当方法进行维修SF6气体泄漏检测仪９压力表采用标准仪表进行比较并进行调整控制柜0超过最小间隔的1/10以上异常现象发生时调整零点和额定压力数据,标准仪表加压器10密度开关确认正常操作控制柜0规定值的0.02MPa以内超过允许值时重新调整或更换11绝缘电阻02㏁以上73 测量控制回路的绝缘电阻CB,DS,ES,CT,VT端子盒现场控制柜12绝缘电阻测量线圈电阻VT,CT0检查时试验记录数据±20%内13GIS现场控制柜的检查检查现场控制柜现场控制柜003.2.7GIS异常现象的对策设备现象原因措施1断路器不可远方操作失去电源确认电源电气控制系统的故障检查辅助开关和端子驱动部位或气体部分的故障调整及维修2隔离接地开关不可手动操作联锁线圈的条件不良联锁线圈损坏驱动部位或气体部分的故障维修联锁条件更换线圈重新调整和维修不可远方操作联锁线圈的条件不良失去电源电气控制系统的故障驱动部位或气体部分的故障维修联锁条件确认电源检查辅助开关和端子调整和维修3气体配管系统气体压力降低报警气体密度开关的操作不良气体压力降低73 (1)连接不完善(2)O型圈的损坏如损坏，更换或重新调整，补气和采用气体泄漏检测仪检查气体泄漏部位(1)确认连接状态(2)重新更换O型圈4运行规定4．1配电装置一般规定4．1.110kV以上配电设备的绝缘电阻应用2500V摇表测定，设备绝缘值应不低于1kV/1MΩ，电压互感器和电流互感器二次侧用1000V摇表测定，其阻值不得低于1MΩ，380V电压互感器用500V摇表测定，其阻值不得低于0.5MΩ。高压电缆测绝缘前后必须进行放电。4.1.2隔离刀闸新投入或检修后，运行和检修人员应共同做隔离刀闸电动、手动分合试验，并确定隔离刀闸与相应接地刀闸闭锁良好，动作试验应不少与3次。隔离刀闸和接地刀闸操作机构分合闸位置正确，动作过程平稳无卡涩，限位开关准确可靠。4.1.3断路器投入运行前，必须进行电动及保护动作分、合闸试验，拒绝分、合闸的断路器在未修复正常前，严禁投入运行。4.1.410kV以上真空开关在确定受到最大短路电流动作后，应进行必要的试验、检查合格并经专业技术人员交代允许投运后，方可投入运行。4.1.5高压配电装置的巡回检查应由两人共同巡检，单人巡回检查高压配电装置必须由公司批准人员进行，不得进行其他工作，不得移开或越过遮拦；4.1.6巡视进出高压配电装置室必须随手将高压配电装置室门关好；4.1.7高压配电装置室的钥匙可以借给经批准的巡视高压设备人员和经批准的检修、施工队伍的工作负责人使用，但应登记签名，巡视或当日工作结束后必须交还；4.1.8配电装置的同一电气连接部分各回路相序排列保持一致，并有黄、绿、红色的明显标志，以分别代表A、B、C三相；4.1.973 配电装置停电检修时，必须遵守《电业安全工作规程》，可靠隔离电源，并验明无电压，装设接地线或合上接地刀闸；4.1.10配电装置检修后，试验数据合格、工作状况正常、检修记录交代完整后方可投入运行；4.1.11所有配电装置在检修后，投入运行前工作票应全部收回，检修时所做的安全措施拆除，检查各部无异常；4.1.12所有配电装置外壳均应可靠接地；4.1.13在厂内各动力盘装接临时电源应经电厂总工程师批准，且送电前应检查临时电路绝缘电阻合格、临时电路图纸符合与现场接线要求、用户记录交代完整、单相负荷电流不得使电源三相不平衡电流超过15％；4.２　GIS的检查　　　每天至少１次，检查时应核实SF6气体检测装置无异常报警，GIS室内SF6气体含量未超标。对运行中的GIS设备进行外观检查，主要检查设备有无异常情况，做好记录，如有异常情况应按规定上报并处理，内容主要有：4.２.1　断路器，隔离开关，接地开关及快速接地开关位置指示正确，并与当时实际运行工况相符。4.２.２　检查断路器和隔离开关的动作指示是否正常，记录其累积动作次数。控制开关的位置是否正确，控制柜内加热器的工作状态是否按规定投入或切4.２.３　各种指示灯，信号灯和带电监测装置指示是否正常，控制开关的位置是否正确，控制柜内加热器的工作状态是否按规定投入或切除。4.２.４　各种压力表和油位计指示值是否正常4.２.５　避雷器动作计数器指示值是否正常，在线检测泄漏电流指示值是否正常。4.２.６　裸露在外接线端子有无过热情况，汇控柜内有无异常现象。4.２.７　可见的绝缘件有无老化，剥落，有无裂4.２.８　有无常声音，异味。4.２.９　设备操动机构和挖制箱等防护门，盖是否关严4.２.１０　外壳，支架等有无锈蚀，损坏，瓷套有无开裂，破损或污秽，外壳漆膜是否有局部颜色加深或烂焦，起皮现象。4.２.１１　73 各类管道及阀门有无损伤，锈蚀，阀门开闭位置是否正确，管道绝缘法兰与绝缘支架是否良好。4.２.１２　设备有无漏气，漏油4.２.１３　接地端子有元发热现象，接触应完好，金属外壳温度是否超过规定值。4.２.１４　压力释放装置有无异常，释放出口有无障碍物。4.２.１５　ＧＩＳ室内的照明通风和防火系统及各种监测装置是否正常完好。4.２.１６　所有设备是否清洁标志清晰完善。4.3SF6气体管理4.3.1SF6气体的漏气率为年0.3%以下。4.3.2　断路器为了考虑检验，其不同设备的气体划分应与母线独立。4.3.3各气室安装以下设备：1)气体停止阀2)气体密度继电器(与气体压力表一体)3）吸附剂4.3.４　各气室具有显示漏气的气体密度继电器，可监测1次，2次的双重检漏。4.3.５　断路器以外部分的最低运行保证SF6气体压力为0.45Mpa。4.4断路器操作机构动作时必须遵守以下的操作程序：4.4.1由于断路器内部油缸容积为2.8L，因此连续动作4回O-C时内部油压会上升，有可能会破坏铸造油缸，因此连续动作次数必须控制在3次以内。4.4.2动作3次后，最少保持1分钟后再动作。4.5充油按钮的使用方法4.5.1断路器分闸状态下充液压时，应推动充油按钮并按切换阀门后进行操作。4.5.2断路器合闸状态下充液压时，应把充油按钮挂在切换阀门向外拉后进行操作。4.5.3泵电动机的电源关闭的状态下，完成充入按钮的操作后，开电动机电源。（启动电动机，其断路器慢速动作）4.6　ＧＩＳ运行时的安全技术措施73 4.6.1　GIs室必须装强力通风装置，排风口应设置在室内低部，运行人员经常出入G2S室，每班至少通风1次，对工作人员不经常出入室内场所，应定期检查通风设施。4.6.2　工作人员进入GLs室內电缆沟或应测含氧量或sF乞体浓度，确认安全后方可进入，不准一人进入从事检修工作。4.6.3　防止接触电势危害，在正常操作时，工作人员应尽量避免触及外壳并保持一定距离，手动操作隔离开关或接地开关时，应戴绝缘手套 。4.6.4　气体采样操作又处理一般渗漏时，要在通风条件下进行，当G1s发生故障造成大量sF乞体外逸时应立叩撤离现场，并开启室内通风设备。4.6.5　ＧＩＳ解体检查时，应将ＳＦ６气体回收加以净化处理，严禁排放到大气中。4.6.6　宜在晴朗干燥天气进行充气，并严格按照有关规程和检修工艺要求进行操作，充气的管子应采用不易吸附水分管材，管子内部应干燥，无油无灰尘。4.6.7　在环境湿度超标而必须充气时，确保充气回路干燥，清洁。4.6.8GIS一般采用远方操作，特殊情况下现地操作时应做好防护措施，投入通风设备。4.7　ＧＩＳ发生故障有气体外逸时安全技术措施4.7.1室内发生故障有气体外逸时，全体人员迅速撤离现场，并立即投入全部通风设备4.7.2在发生事故后15min之內，只准抢救人员进入室內，发生4h内，任何人进入室内必须穿防护服，戴手套，防毒面具，事故后清扫G1s安装室或敌障气室4.7.3GIS密度继电器，空气含氧量或sF６乞体浓度检测报警装置及GIS内部放电故障诊断和室内防火报警装置校验周期和项目按各子规定执行4.8SF6断路器在运行中故障跳闸后应进行的检查4.8.1　是否有漏气或其他异常现象4.8.2　瓷质部分有无裂纹、破损，有无放电痕迹，引线有无放电烧损现象；4.8.3　断路器本体机构是否良好，位置是否正确；4.8.4　保护及自动装置是否有拒动、误动现象。4.9SF6气体压力降低发闭锁信号73 4.9.1　退出重合闸装置，拉开断路器操作电源开关、合闸电源，悬挂“禁止操作”标示牌；4.9.2　汇报调度，转移负荷，用相邻断路器将故障断路器退出运行；4.9.3　通知检修人员处理。4.10SF6气体压力降低报警4.10.1　检查SF6气体密度表；4.10.2　通知维护人员，用检漏仪检漏，确定漏气部位；4.10.3　找出漏气原因，并采取防漏措施；4.10.4　做好安全措施，通知维护人员检查处理。4.11SF6断路器在运行中出现以下情况应立即停止运行；4.11.1　切除故障后大量漏气、着火；4.11.2　拒绝执行分闸，大量漏气，分、合闸线圈烧毁，冒烟故障及六氟化硫闭锁；4.11.3　支持绝缘断裂，绝缘表面严重放电；4.11.4　断路器内部有强烈的放电声；4.11.5　接头或连接板严重过热；4.11.6断路器操作油压低于28MP时,禁止进行分闸操作；断路器操作油压低于29.5MP时，禁止进行合闸操作；4.11.7断路器操作油压低于32MP时，应退出断路器重合闸装置，禁止重合闸操作。4.12ＧＩＳ断路器就地/操作4.12.１　检查气体压力正常4.12.２　开关显示器指示灯正常，开关显示器　分合　指示正常4.12.３　检查合闸，操作电源正常4.12.４　检查泵电动机交流电源正常4.12.５　控制操作装置额定操作压力正常4.12.６　将现场控制柜断路器转换开关　就地/远方　放就地4.12.７　将断路器转换开关按要求分，合闸4.13ＧＩＳ隔离开关就地电动操作73 4.13.１　检查气体压力正常4.13.２　隔离开关显示器指示灯正常，隔离开关分合显示器正常4.13.３　检查合闸，操作电源正常4.13.４　检查电动机交流电源正常4.13.５　将现场控制柜隔离转换开关　就地/远方　放就地4.13.６　将隔离转换开关按要求分，合闸4.14ＧＩＳ隔离开关手动操作4.14.１　在现地打开隔离开关主窗门，在手动操作轴中插入的手动把手4.14.２　并向合闸或分闸操作方向旋转六圈，分闸和合闸的显示更换并操作完成4.14.３　必须要满足联锁条件才能插入手动把手4.15ＧＩＳ接地开关就地电动操作4.15.１　检查气体压力正常4.15.２　接地开关显示器指示灯正常，接地开关分合显示器正常4.15.３　检查合闸，操作电源正常4.15.４　检查弹簧储能电动机交流电源正常4.15.５　将现场控制柜接地转换开关　就地/远方　放就地4.15.６　将隔离转换开关按要求分，合闸4.16GIS接地开关手动操作4.16.１　打开把手插入口的盖子，手抓快门向箭头的方向按下，显示手动操作轴。4.16.２　在手动操作轴上插入手动把手4.16.３　手动把手旋转60圈左右压缩驱动弹簧4.17GIS联锁条件73 　4.17.1峡众Ｉ线联锁条件出线间隔设备控制相关设备的状态出线线路母联Ⅰ母线TVⅡ母线TV电压监测装置线路TV21101ES21102ES211QF2111QS2112QS2113QS21103ES2311QS2312QS231QF25101ES25202ES峡众Ⅰ线2111QS分/合断断断　断　　　　　断　　　双母并联分/合断断　　合　　合合合断　　　2112QS分/合断断断断　　　　　　　断　　双母并联分/合断断　合　　　合合合　断　　21101ES分/合　　　断断断　　　　　　　　211QF合　　　合合合　　　　　　　　21102ES分/合　　　断断断　　　　　　　　2113QS分/合断断断　　　断　　　　　　　分/合　　　　　断　　　　　　无电压无电压73 21103ES4.17.21号主变高压侧出线联锁条件出线间隔设备控制相关设备的状态主变进线母联Ⅰ母线TVⅡ母线TV电压监测装置20101ES20102ES201QF2011QS2012QS2013QS20103ES2311QS2312QS231QF25101ES25202ES　2011QS分/合断断断　断　　　　　断　　73 #1主变双母并联分/合断断　　合　　合合合断　　2012QS分/合断断断断　　　　　　　断　分/合断断　合　　　合合合　断　双母并联20101ES分/合　　　断断断　　　　　　　201QF合　　　合合合　　　　　　　20102ES分/合　　　断断断　　　　　　　2013QS分/合断断断　　　断　　　　　　20103ES分/合　　　　　断　　　　　　无电压73 5配电装置其它技术参数5.1真空断路器5.1.13AF-18/T4000-63参数单位数据额定电压KV18额定电流A4000额定短路开断电流KA63额定峰值耐受电流kA176额定短时耐受电流kA63额定短路关合电流（峰值）kA176额定短路持续时间S3额定短路开断电流开断次数次5额定操作顺序合分-15min-合分额定频率Hz50雷电冲击耐受电压（峰值）相间对地kV90真空断路kV102Lmin工频耐受电压相间对地kV42真空断路kV50合闸时间ms45-75分闸时间ms50-70开断时间ms50-80机械寿命次10000储能电动机额定功率W275储能电动机额定电压V≈110220储能时间S≤15合分闸电磁铁额定电压V=110=220合分闸电磁铁额定电流A1.910.89失压脱扣器额定电压V≈110220过流脱扣器额定电流A5258 辅助开关额定电流AAC10DC5额定失步开断电流kA31.5额定负荷开合次数次50额定非对称开断电流直流分量百分数%平均67最高695.1.2XGN2-15序号项目单位技术参数1额定电压Kv152额定电流A63003额定短路开断电流kA634额定短路关合电流kA1255额定热稳定电流/时间kA/s63/46额定动稳定电流kA17671min额定工频耐受电压kV508额定雷电冲击耐受电压kV909防护等级（外壳）IP3010母线系统单母线11外形尺寸（宽×深×高）mm1600×2150（3050）×24005.1.3KYN28A-12(GZS1)5.1.3.113.8kv开关柜技术参数序号项目技术参数单位1额定电压3.67.212kV2额定绝缘水平1min工频耐受电压雷电冲击耐受电压4275kVkV3额定频率50HZ4主母线额定电流1250160020002500A258 31505支母线额定电流63012501600200025003150A6额定热稳定电流(4s)31.540KA7额定动稳定电流(峰值)801008防护等级外壳为IP40隔室为IP205.1.3.2ZN63A-12真空断路器主要规格及技术参数序号项目技术参数单位1额定电压12KV2额定电流63063012501250160012501600200020002500250031503150A3额定短路开断电流2531.540KA4额定短路关合电流6380100KA5额定热稳定电流(4s)2531.540KA6额定动稳定电流(峰值)6380100KA7额定单个/背对背电容器组630/400A8开断电流(40kA为800/400)950(40kA为30)次258 额定短路开断电流开断次数10机械寿命20000次11额定操作顺序O-0.3s-CO-180s-CO5.1.3.3ZN65A-12(EP)固封式真空断路器主要规格及技术参数序号项目技术参数单位1额定电压12kV2额定频率50HZ3雷电冲击耐受电压(峰值)75kV41min工频耐受电压42kV5额定电流1250A6额定短路开断电流31.5KA7额定短路关合电流80KA8额定峰值耐受电流80KA9额定短时耐受电流31.5KA10额定短路持续时间4S11额定操作顺序分-0.3s-合分-180s-合12额定短路电流开断次数30次13合分闸电磁铁额定电压DC110、220V14合分闸电磁铁线圈电流200A15储能电动机额定电压≤15V16储能电动机额定功率200W17储能时间≤15S18过流脱扣器5A19机械寿命30000次20额定电容器组开断电流630A21额定电缆充电开断电流25A5.2电流互感器主要技术参数258 1额定一次电流le(A)准确级及相应的额定输出VA1s热稳定电流lth动稳定电流(kA)0.20.5１10p10215；20；30；40；50102015400le2.5lth3601015152152.547510201531.58510010201545112.561501601020156313072001520156313083001020158016094001020201050010303011600103020127508001030602013120015002030601510016014200030602015250020306020163000315030609010P15,5.3JDZ18型电压互感器技术参数型号额定频率(Hz)额定电压比(V)准确级或准确级组合额定输出(VA)极限输出(VA)额定绝缘水平(kV)JDZ18-3503000/1000.2304003.6/25/40258 600.5501603150JDZ18-60.2306000/1004007.2/32/600.5501603150JDZ18-1012000/1000.23040012/42/750.55016031505.4JDZX18型电压互感器技术型号额定频率(Hz)额定电压比(V)准确级,准确级组合额定输出(VA)极限输出(VA)额定绝缘水平(kV)JDZX18-350603000100100F3F330.5/6P30/502003.6/25/40JDZX18-66000100100F3F337.2/32/60JDZX18-1010000100100F3F3312/42/75６　配电装置运行规定6.0断路器检查项目6.0.1　运行中的断路器操作电源投入正常、储能电源投入正常、已储能状态6.0.2　各断路器分、合闸位置机械指示、信号灯指示、计算机监控对应正确、良好，且与实际运行工况相符6.0.3　瓷瓶外部清洁、良好，无杂物、破裂、歪斜现象，无闪络、放电、过热、烧伤痕迹；258 6.0.4　各引线连接部位接触良好，无过热、振动、异音、异味现象；6.0.5　现地控制箱内各元件位置指示正确，“就地/远方”转换开关位置正确6.0.6　设备操作机构箱关闭紧闭，操作机构箱内有无受潮、生锈、脏污，各控制电源开关位置正确；6.0.7　设备操作机构及传动部件完好，操作机构无异味且电源正确6.0.8　断路器底座基础良好、接地状况良好6.1隔离开关、接地开关检查项目6.1.1　各隔离开关、接地开关位置正确，分、合闸位置机械指示、信号灯指示、计算机监控对应正确、良好，且与实际运行工况相符6.1.2　运行中各隔离开关触头、接头接触良好，无严重发热现象；6.1.3　各隔离开关支持瓷瓶外部清洁、良好，无破裂、歪斜现象，无闪络、放电痕迹及电晕、烧伤现象；6.1.4　各配电设备声音是否正常，有无放电及异常振动，有无绝缘烧损味；6.1.5　瓷质设备外部清洁、良好，支持瓷瓶有无破裂、歪斜现象，无闪络、放电、过热、烧伤痕迹；6.1.6　现地控制箱内各元件位置指示正确，“就地/远方”转换开关位置正确6.1.7　设备操作机构箱关闭紧闭，操作机构箱内有无受潮、生锈、脏污，各控制电源开关位置正确；6.1.8　设备操作机构及传动部件完好，操作机构无异味且电源正确6.1.9　隔离开关开关底座基础良好、接地状况良好6.2电压互感器、电流互感器检查项目6.2.1　各引线连接部位接触良好，无过热现象；6.2.2　各瓷套管外部清洁、良好，无破裂、歪斜现象，无闪络、放电痕迹及电晕、烧伤、异音现象；6.2.3　一、二次回路接线正确，二次开关或二次保险位置正确，引线接头接触良好，电压互感器二次回路无短路，电流互感器二次回路无开路现象；6.2.4　外部接地良好，相色正确醒目；6.3避雷器检查项目6.3.1　瓷瓶部分、法兰及引线完整，接头牢固，无放电现象；258 6.3.2　避雷器内部无响声，放电计数器完好，是否动作，泄漏电流有微量指示，但不超过规定值6.3.3　避雷器接地部分接地良好6.4配电装置的倒闸操作及注意事项6.4.1　高压配电装置倒闸操作必须由二人进行，严禁单人操作（有规定者除外）；6.4.2　断路器投入运行前，必须进行分、合闸试验，拒绝分、合闸的断路器在未修复正常前，严禁投入运行；6.4.3220kV母线及电气连接设备充电前必须投入充电保护，充电正常后退出充电保护。6.4.4220kV设备当平行母线有一组运行时，另一组母线及连接设备不允许用摇表测定绝缘。6.5断路器进行分、合闸试验注意事项：6.5.1　对外部进行全面检查无异常，设备和施工现场清洁无遗留物；6.5.2　断路器两侧隔离刀闸应拉开；6.5.3　操作机构正常，投入合闸储能电源及操作电源，断路器位置各指示正确、对应；6.5.4　220KV、以远方操作为主，现地操作只有在紧急情况下的分闸或断路器两侧隔离开关已分闸断路器做分、合闸试验时使用；6.5.5　运行中断路器发生SF6气体压力低于合闸、分闸闭锁值的故障时，禁止进行分闸、合闸操作，并立即断开故障断路器的两路操作电源，汇报值班长；6.6操作隔离开关注意事项：6.6.1　操作前必须确保所对应的断路器在分闸位置；6.6.2　操作隔离开关解除闭锁后的动作应按规定方向动作，即使发生带负荷拉、合隔离刀闸，也禁止再返回原状态；6.6.3　发现隔离开关绝缘瓷瓶断裂时，应断开所对应的断路器；6.6.4　手动操作隔离开关应戴好安全帽、绝缘手套、穿好绝缘鞋；6.6.5　手动操作隔离开关时，应切断操作电机电源，同时要求操作速度要快而熟练；258 6.6.6　禁止用隔离刀闸投、切空载线路、空载母线和空载变压器；6.7220KV线路正常停、送电原则：6.7.1　停电：灯泡贯流电站侧解列，对侧停电；6.7.2　送电：对侧充电，灯泡贯流电站侧并列。6.7.3　线路停电的操作顺序为：首先断开断路器，其次拉开线路侧刀闸，再拉开母线侧刀闸；线路送电顺序与此相反；4.1压互感器、电流互感器的倒闸操作：6.8.1　电压互感器投入运行前，检查一次、二次保险或二次空气开关是否投入良好；6.8.2　投入运行的电压互感器二次回路无短路现象，电流互感器二次回路严禁开路；6.8.3　220KV电压互感器切换原则：保证一个点有一个而且只有一个电压量；6.8.4　13.8KV母线投入运行充电前，必须将该段母线电压互感器投入工作位置；6.8.5　电压互感器在退出运行时，应考虑对保护、同期回路、自动装置的影响；6.8.6　正常情况下进行220KV系统倒闸操作，由于刀闸连锁回路问题使操作受阻时，应联系相关维护人员进行检查处理，清除缺陷后方可操作；短时无法处理需人为解除电气闭锁时，必须经主管生产领导同意并由运行人员再次确认一次系统具备操作条件后，联系维护人员进行解锁操作；6.8.７　正常操作时，13.8KV、10KV断路器分闸、合闸采用监控远方操作，现地操作接受值班长命令，可以进行现地操作6.8.８　只有断路器出口侧隔离开关已断开，断路器分、合闸试验时才使用；6.9以带电压用隔离刀闸进行下列操作：6.9.1　分、合无故障的电压互感器；6.9.2　分、合主变压器中性点刀闸；6.9.3　分、合发电机中性点接地刀闸；6.9.4220kVI、II之间等电位操作。6.10断路器现地操作步骤（一般仅在两侧刀闸拉开的情况下才允许操作）：6.10.1　检查断路器SF6压力正常；6.10.2　将断路器现地控制箱内“就地/远方”切换开关至“就地”位置；258 6.10.3　按现地控制柜内“分（合）闸”按钮进行操作。6.11　断路器现地手动操作步骤（仅在检修试验时进行）：6.11.1　检查断路器两侧隔离开关在“分闸”位置；6.11.2　检查断路器SF6压力正常；6.11.3　打开操作机构箱门，解除操作机构箱内“分（合）闸”闭锁装置，按手动机械按钮进行“分（合）闸”操作。6.12隔离刀闸、接地刀闸（不含母线接地开关）现地操作步骤：6.12.1　检查断路器在“分闸位置”；6.12.2　解除现地操作柜门程序锁或机械锁；6.12.3　将现地操作柜内“就地/远方”切换开关至“就地”位置；6.12.4　按操作柜内“分（合）闸”按钮进行操作。6.13隔离刀闸、接地刀闸（不含母线接地刀闸）现地手动操作步骤：6.13.1　解除现地操作柜门程序锁或机械锁；6.13.2　将现地操作柜内“就地/远方”切换开关至“就地”位置；6.13.3　断开动力电源；6.13.4　拆下挡板螺钉；6.13.5　插入操作手柄,顺时针(逆时针)摇动手柄,进行合(分)闸操作；6.13.6　将汇控柜上“就地/远方”切换开关置“远方”位置；6.13.7　合上动力电源；6.13.8　投入程序锁或机械锁锭。4异常及事故处理7.0220KV系统事故处理一般原则7.0.1　线路事故跳闸，重合闸动作成功，应对一次设备全面检查；7.0.2　线路事故跳闸，重合闸停用或不动作，如果冲击小，开关SF6压力正常，线路无压时，可按调度命令对线路强送电一次；7.0.3　母线由断路器失灵保护动作跳闸停电时，应尽快拉开失灵断路器两侧隔离开关，退出该断路器失灵保护，母线可全电压充电；7.0.4　母线不论哪种原因事故停电，恢复送电前都必须对母线及所接设备进行全面检查；258 7.0.5　线路异常仅本侧断路器跳闸，线路有压时，采用准同期并列，线路仅对侧断路器跳闸时，应注意空载长线路引起的电压升高；7.0.6　线路事故跳闸时，经处理后，联系调度由对侧送电，本侧并列；7.0.7　断路器发生非全相运行时，若三相不一致保护未动作，应立即将断路器拉开，通知维护人员检查处理；7.0.8　断路器发生非全相分闸时，若失灵保护未动作，应立即拉开拒动相，若操作不成功，立即拉开相邻断路器，将故障断路器隔离，通知维护人员处理；7.0.9　母线因系统其它设备事故越级跳闸而失压时，不待调度命令，立即拉开母线上所有断路器，然后联系调度用线路对母线强送电一次，正常后再按调度指令逐一合上母线侧断路器。7.1　隔离刀闸出现以下异常应立即停止运行：7.1.1　引线、刀闸导电接触部分过热烧红、放电；7.1.2　由于污蚀而发生严重闪络、放电、绝缘瓷瓶炸裂、转动绝缘瓷瓶断裂；7.2　电压互感器、电流互感器出现以下故障现象应立即停用，并通知检修人员处理7.2.1　有明显焦味、臭味、或明显严重过热；7.2.2　内部有放电声音或其他异常杂音；220KV电压互感器、电流互感器SF6气体过低；7.2.3　引线部位有火花放电现象7.2.4　确认电压互感器故障时，严禁采用拉开隔离刀闸的方式切断故障电压互感器，应将故障电压互感器连接的母线停电后，才允许拉开隔离刀闸处理4.6保护动作跳闸处理7.3.1　迅速对母线进行外部检查；7.3.2　如系保护误动，可申请退出该保护后恢复送电；7.3.3　如找不到故障点，可由机组带母线零起升压，正常后可恢复送电；7.3.4　如找到故障点，应迅速隔离故障点，做好安全措施，通知维修人员处理，同时恢复正常设备的供电；7.3.5　在未查明故障原因及故障点时禁止进行倒母线操作。258 258 第五册厂用电系统运行规程Q/*****-JS-YX05-20171主题内容与适用范围1.1本规程规定了灯泡贯流水利枢纽厂用电系统的运行方式、运行操作、异常及事故处理，适用于灯泡贯流水利枢纽厂用电系统的运行.1.2江西中电投灯泡贯流发电有限公司运行人员应熟悉、掌握本规程。2引用标准2.1电力工业部颁发的《电力工业技术管理法规》2.2水电部颁发的《发电厂厂用电动机运行规程》2.3能源部电力司颁布的《高压开关运行规程》2.4制造厂家的有关技术资料3设备技术规范3.1BZT技术规范3.2厂用400v开关技术规范:4厂用电系统运行规定4.1厂用电系统一般运行规定4.1.1所有厂用设备应该按照制造厂家铭牌参数运行（现场有特殊规定者除外）。4.1.2厂用母线电压允许变动范围为额定电压的±5％，最高不得高于额定电压±10％，超出允许范围时，应进行调整并查明原因。4.1.3厂用系统各变压器温控器的温度显示不得超过80℃。4.1.4所有手车设备的行走操作必须严格按照操作步骤进行操作，不得强行拉出或推入。4.1.5厂用开关需由“工作”摇至“试验”位置时，必须检查开关确在“断开”位置后，方可摇出。摇至“试验”位置后，方可切断控制电源和拔下二次插头。4.1.6厂用开关需由“试验”摇至“工作”位置时，必须检查开关确在“断开”位置，插入二次插头并投入控制电源后，方可摇入。4.1.7拔厂用0.4kV开关二次插头时，应先断开该开关的操作电源。4.1.8258 倒换厂用电时，应先停后送，不得使两段母线同时失压，倒换后仔细检查负荷的运行情况。柴油发电机带厂用负荷送电时必须检查厂用电各段母线确已失压，各断路器在断开位置。4.1.9厂用电倒换前应先将停电母线上的重要负荷转移，当负荷转移后应检查负荷设备的运行情况。在倒换厂用电或厂用电中断，恢复送电后，要对各失压停运的负荷进行恢复。4.1.10在机组开、停机过程中，禁止倒换厂用电源；机旁动力屏负荷的转移尽量在停机情况下进行。4.1.11厂用变压器禁止在低压侧合环运行。4.1.12应保持厂用配电盘周边环境干燥，以防止开关受潮。4.1.13在厂用屏、配电箱、配电盘上接临时电源，必须征得当值值长同意后，方可进行。4.1.14进出厂用配电室均应随手将门锁好,以防小动物进入引起短路。4.1.15各负荷开关在容量相同的条件下,可以互换。严禁用小容量开关代替大容量开关运行。4.1.16遇下列情况之一者，应停用备用电源自动投入装置：4.1.16.1某一段母线停电检修；4.1.16.2某一段母线上的电压互感器停电检修；4.1.16.3备用电源自动投入装置本身有故障。4.1.17备用电源投入后，应检查各段母线电压正常。4.1.18开关操作前应检查保护装置、二次电源均正常，储能机构正常。4.1.19正常情况下，厂用10kV和0.4kV开关的“远方/现地”控制方式开关应放在“远方”位置。4.1.20厂用10kV停电前，应先通知船闸、办公楼等重要负荷相关人员。4.1.21严禁擅自将厂用系统备自投装置退出或变更运行方式，如需退出或变更，必须经灯泡贯流发电公司主管生产领导同意。4.1运行方式4.2.110kV厂用系统共有两段母线，分别取自13.8KVI段母线和13.8KVIII段母线，正常运行方式为母线分段运行:#1厂高变91T带10kVⅠ段，#2厂高变92T带10kVⅡ段。258 4.2.2正常运行时厂用系统备自投装置全部投入，备自投装置跳闸压板、合闸压板正常投入，控制方式把手置“投入”位置，闭锁备自投压板退出。4.2.3厂用10kV系统的正常运行方式。4.2.3.1至巴邱变外来电源送自厂用10kVI段母线，至福民变外来电源送自厂用10kVII段母线；4.2.3.2厂用10kVI段母线馈线负荷带#1厂用变41T、#4厂用变44T、#6厂用变46T、#1坝顶变47T、船闸#1电源919开关、管理区#1电源921开关运行；4.2.3.3厂用10kVII段母线馈线负荷带#2厂用变42T、#3厂用变43T、#5厂用变45T、#2坝顶变48T、船闸#2电源622开关、管理区#2电源624开关运行。4.2.40.4kV厂用系统正常运行方式为母线分段运行，联络开关备自投投入。4.2.50.4kV坝顶配电系统运行方式：4.2.5.10.4kV坝顶配电系统正常运行方式为两段母线分段运行；4.2.5.20.4kV坝顶配电系统任意一段电源退出后运行方式为两段母线联络运行。4.3巡视检查4.3.1检查各带电设备接头无过热、变色、冒烟、臭味、异音、放电，无异常振动声；4.3.2检查各配电盘柜二次接线、保护及自动装置完好，压板、切换及控制开关位置正确，表计和信号灯指示正确；4.3.3检查开关位置正确，操作机构完好；4.3.4检查厂用变压器保护投入正确，且无告警信号；4.3.5检查各设备外壳接地线完好；4.3.6检查绝缘子表面清洁,无裂纹、破损，无放电现象；4.3.7检查设备标志、标号齐全,场地整洁。4.4运行操作4.4.110kV开关合闸弹簧手动储能操作步骤：4.4.1.1将储能手柄由插孔伸进到开关操作机构孔内；4.4.1.2顺时针转动手柄，直到在窗口出现“已储能”的指示牌为止；4.4.1.3取下储能手柄。4.4.2将10kV开关从“工作”位置摇至“试验”位置操作步骤：258 4.4.2.1检查开关确在分闸位置；4.4.2.2断开开关合闸电源；4.4.2.3将手柄插入摇动驱动机构手柄的六角插座，逆时针摇动手柄（摇不动为止），取出手柄；4.4.2.4断开开关操作电源。4.4.3将10kV开关从“试验”位置摇至“工作”位置操作步骤：4.4.3.1检查开关确在分闸位置；4.4.3.2检查开关二次插头已插好；4.4.3.3合上开关操作电源；4.4.3.4将手柄插入摇动驱动机构手柄的六角插座，顺时针摇动手柄（摇不动为止），取出手柄；4.4.3.5合上开关合闸电源。4.4.410kV开关现地电动合（分）闸操作步骤：4.4.4.1插入五防编码锁解锁；4.4.4.2将开关面板上“现地/远方”切“现地”位置；4.4.4.3按开关面板上“合（分）闸”按钮；4.4.4.4检查开关合（分）闸指示灯亮，位置正确。5异常及事故处理5.1厂用变压器着火处理：5.1.1立即切断着火变压器各侧电源；5.1.2用干式灭火器(或二氧化碳灭火器，或四氯化碳灭火器)灭火，如不能灭火，则在确认设备已停电的情况下，可使用泡沫灭火器灭火；5.1.3着火变压器所带厂用母线段恢复供电前必须查明本段母线及负荷；5.1.4立即通知有关人员。5.2厂用变压器速断保护动作（厂高变快熔保护动作）处理：5.2.1检查变压器两侧开关是否断开，若未断开，则手动断开；5.2.2检查备用电源自动投入装置是否动作，若未动作，则应立即退出该装置，手动将备用电源投入，使失压母线段恢复供电；5.2.3258 若备自投装置动作，联络开关（或进线开关）合后又跳，则要检查该厂用母线及引出线是否有故障。5.2.4检查保护是否误动，如确系误动，则退出该保护并通知维护人员处理，待查清原因并处理正常后，方可恢复送电；5.2.5检查变压器本体及其引出线有无明显故障；5.2.6若以上检查无明显故障，则应摇测绝缘合格后，经灯泡贯流发电公司主管生产领导同意，可试送电；5.2.7若检查有明显故障，则应采取相应措施，并通知有关人员处理。5.3厂用变压器过电流或零序保护动作处理：5.3.1检查备用电源自动投入装置是否投入成功，若不成功，则应立即退出该装置，手动将备用电源投入，使停电变压器所带厂用母线段恢复供电；5.3.2检查保护是否误动，如确系误动，则可退出该保护，经灯泡贯流发电公司主管生产领导同意，恢复送电，并通知维护人员；5.3.3对已停电的厂用设备进行一次外部全面检查；5.3.4外部检查无异常，经灯泡贯流发电公司主管生产领导同意，可试送电一次；5.3.5若试送电不成功，则不允许再送电，通知维护人员处理。5.4厂用变压器温度过高保护动作处理：5.4.1检查变压器两侧开关是否断开，若未断开，则手动断开；5.4.2检查备用电源自动投入装置是否投入成功，若不成功，则应立即退出该装置，手动将备用电源投入，使停电变压器所带厂用母线段恢复供电；5.4.3检查厂用变压器外观，有无事故或故障迹象，冷却风扇运行是否正常。5.4.4检查厂用变压器温度是否过高、保护是否误动，如确系误动，经灯泡贯流发电公司主管生产领导同意，可退出该保护，恢复送电；5.4.5通知维护人员处理。第六册直流系统运行规程Q/*****-JS-YX06-2017258 1主题内容和适应范围1.1本规程对灯泡贯流水利枢纽直流220V系统的运行方式、巡视检查、运行操作、异常及事故处理等作了具体规定，适用于灯泡贯流水利枢纽直流220V系统的运行；1.2灯泡贯流电厂运行人员应全面熟悉和掌握本规程，灯泡贯流电厂维护检修人员、技术管理人员应了解本规程。2引用标准2.1原电力工业部颁发的《电力工业技术管理法规》2.2原水利电力部颁发的《蓄电池运行规程》2.3直流系统设备厂家有关技术说明书3设备范围和设备技术规范3.1直流220V系统设备说明3.1.1直流220V系统各由直流电源主馈线柜、1#、2#充电柜、母线联络柜组成。直流电源Ⅰ段、Ⅱ段主馈线每段分#1～#8直流负荷分柜；3.1.2直流220V系统接线形式均为母线分段方式，每段母线均装有一套浮充电装置和一套蓄电池系统，装有二套浮充电装置和二套蓄电池系统。每组蓄电池由个蓄电池串联组成，连至Ⅰ段、Ⅱ段主馈线；3.1.3每组充电装置配置5台智能高频开关直流电源充电模块，采用N+1冗余方式配置。正常情况下，充电模块输出一方面给合闸母线供电，另一方面供蓄电池组进行浮充电。控制母线由合闸母线通过降压装置供电；3.1.4在直流220V系统每段控制母线微机监控装置，负责对各模块的输出电流、电压进行控制，同时也对电源模块的工作情况和母线电压进行监视，一旦故障即告警；3.1.5直流220VⅠ、Ⅱ段控制母线上设有一套型绝缘监察装置，完成对整个直流220V系统的电压和绝缘的监视。3.1.6当下述条件之一成立时，系统自动启动均充：3.1.6.1系统连续浮充时间超过90天；3.1.6.2交流电源故障，蓄电池放电时间超过10分钟。258 1.1主要设备技术规范1.1.1智能高频开关直流电源模块的主要技术规范：1.1.1.1输入电压范围：`1.1.1.2输出电压可调范围：1.1.1.3输出电流额定值：1.1.1.4输出限流值：1.1.1.5稳压精度；稳流精度；纹波系数；综合效率1.1.1.6生产厂家：1.1.2微机直流系统绝缘监测仪主要技术规范1.1.2.1环境温度：1.1.2.2工作电源适应范围：直流1.1.2.3母线电压测量范围：1.1.2.4母线电压测量精度：1.1.2.5母线对地电阻测量范围：1.1.2.6母线对地电阻测量精度：1.1.2.7支路对地电阻测量精度：1.1.2.8监测支路数：1.1.2.9母线绝缘电阻检测时间：自动连续检测母线绝缘电阻，当绝缘电阻下降时，反应时间不大于秒1.1.2.10支路绝缘电阻检测时间：进入支路巡检后，每支路巡检时间不大于秒1.1.2.11绝缘电阻：1.1.3蓄电池的主要技术规范：1.1.3.1型号：1.1.3.2电压：环境温度为，浮充电压为1.1.3.3浮充电流：1.1.3.4容量：1.1.3.5额定运行温度：1.1.3.6生产厂家：1.1.4电池巡检仪主要技术规范258 1.1.1.1环境温度：1.1.1.2工作电源额定电压：1.1.1.3工作电源范围：1.1.1.4可测量蓄电池电压等级：1.1.1.5电压检测精度：1.1.1.6温度检测范围：1.1.1.7温度检测精度：1.1.1.8数据采集时间间隔：1.1.1.9通讯波特率：2运行规定2.1.1一般规定2.1.2直流母线电压正常变动范围为220+10-5V，最高不得超过230V，最低不得低于215V。2.1.3当任何一组蓄电池停用时，Ⅰ、Ⅱ段直流母线联络运行，同时停用与该组蓄电池并联运行的浮充电装置，严禁浮充电装置单独带负荷运行。2.1.4微机直流系统绝缘监测仪装设在直流220V系统母线联络柜上。监测直流正、负母线对地电压和绝缘电阻,当直流正、负母线对地绝缘电阻低于设定的报警值时，自动启动支路巡检功能，在监控装置的显示屏上显示接地支路号和接地电阻值。2.1.5充电装置停电检修或长期不用时，须切断交流电源。2.1.6充电装置的外壳可靠接地，保护地线必须安全可靠接地，且接地电阻小于5Ω。2.1.7充电装置调节方式有两种：稳压方式和稳流方式。2.1.8所有直流设备均应保持清洁，无灰尘，不潮湿，环境温度不宜超过超过-10℃～+40℃。。2.2　运行方式2.2.1直流220V系统正常运行方式：2.2.1.1两段直流母线分段运行；2.2.1.2258 每段直流母线上的浮充电装置及蓄电池并列运行，浮充电装置除恒压供给直流母线负荷外，同时对蓄电池进行浮充电；1.1.1.1高频开关充电装置处在正常运行状态；1.1.1.2各直流分柜上控母的母线联络开关在断开位置，合母单母运行；1.1.1.3直流主馈线屏及各直流分柜上的微机直流系统绝缘监测仪均投入运行；1.1.1.4浮充电采用自动稳压运行方式；1.1.1.5按要求合上各段母线上的负荷开关，两段母线负荷均衡分配；1.1.1.6各直流分柜控母两路进线电源分别引自220V直流Ⅰ、Ⅱ段控母，正常时两路进线电源开关均投入，母联开关Z021断开。1.1.1.7各直流分柜合母两路进线电源分别引自220V直流Ⅰ、Ⅱ段合母，采用机械连锁保证只投入一路电源。1.1.1.8各双电源供电的直流负荷，只投入一路直流电源开关；1.1.1.9两套充电装置两路交流电源开关投入，交流转换开关J13（Ｊ２３）切至“互投”位置；1.1.2直流220V系统特殊运行方式：1.1.2.1任意一段直流充电装置或蓄电池组退出运行，一组充电装置及蓄电池组带Ⅰ、Ⅱ段直流母线联络运行。1.2巡视检查1.2.1蓄电池室巡视检查项目1.2.1.1检查室内照明完好，灯具符合防爆要求；1.2.1.2检查蓄电池本体及场地卫生良好；1.2.1.3检查蓄电池外形正常，无损伤，无泄漏；电池间连接牢固，各接头无锈蚀，出线电缆接头牢固，无损伤；1.2.1.4检查蓄电池室排风系统工作正常，无异常气味；1.2.1.5检查蓄电池室消防器材及防火标志齐全。1.2.2直流屏柜巡视检查项目1.2.2.1检查各参数显示正常；1.2.2.2检查高频电源模块运行时“正常”指示灯亮；1.2.2.3检查开关位置正确；1.2.2.4检查屏柜内接线、插件接触良好，无松动、异味、异音及过热现象；258 1.1.1.1检查信号指示正常，无故障信号；1.1.1.2检查微机绝缘监视仪和微机监控装置工作正常；1.1.1.3检查蓄电池巡检仪运行指示灯（绿灯）亮，与监控器通讯时通讯指示灯（红灯）亮。1.2　运行操作1.2.1蓄电池、充电装置、直流母线并列运行操作时，必须先检查直流系统无接地现象，两段母线电压差不大于5V，且核对极性一致后，才能并列；1.2.2对可由两路直流电源供电的不可停电的某一负荷，必须倒换电源时，应将两段直流母线的电压调整一致后，合上两段直流母线联络开关，再合上另一电源母线上的同名负荷开关，然后拉开原来母线上的该负荷开关,最后拉开直流主母线联络开关，以确保不停电；1.2.3对可停电的负荷，必须倒换时，应先拉开需停电的负荷开关，然后再合上另一段母线上的同名负荷开关，而不对直流母线进行联络；1.2.4对于安装有联络开关的直流分柜的负荷倒换，两段进线电源正常时不用分柜上的联络开关对两段直流母线进行联络；对于分柜任意一段进线电源故障，为保证分柜馈线负荷供电可靠性，可用分柜上的联络开关对两段直流母线进行联络。1.2.5降压装置的运行操作：1.2.5.1降压装置由降压硅链、控制器、执行继电器和转换开关组成。降压硅链由４个大功率硅整流二级管串接而成，正常运行时将降压装置转换开关Ｚ１１（Ｚ２１）置于“自动”档位，装置处于自动调压状态，这时调压装置自动检测控制母线电压，与设定值比较，根据比较结果控制降压硅链投入级数；1.2.5.2转换开关有5档，手动操作转换开关Ｚ１１（Ｚ２１）至“0”位置时，四级降压硅链全部投入，降压值最大；手动操作转换开关Ｚ１１（Ｚ２１）至5位置时，四级降压硅链全部短接，降压值最小；根据需要选择合适的档位可以达到手动调节控制母线电压的目的。1.2.6微机直流系统绝缘监测仪的投、退操作：1.2.6.1投入运行：按下直流系统绝缘监测仪后背板“开机”电源开关，其指示灯亮，监测仪即上电，并立即进行自检，自检通过后，微机直流系统绝缘监测仪投入运行；258 1.1.1.1退出运行：按下直流系统绝缘监测仪后背板“关机”电源开关，其指示灯灭，监测仪电源被切断，监测仪立即停止工作，但测量数据和预置限值保留。1.1.2微机直流系统绝缘监测仪显示操作:1.1.2.1在无手动操作时显示第一屏：控母一段电压值、控母二段电压值。按“下页”键，显示第二屏：一、二段控母正、负极对地电压和电阻值。在第一、第二屏中，在系统无故障时，“故障”键不显示，当系统故障时，“故障”键显示，按下此功能键可查看系统的故障信息。若故障内容在第一、二屏中，则相关内容会反白显示；1.1.2.2在第一屏或第二屏时按下“菜单”功能键时，进入主菜单显示，根据需要按下对应的数字键，可进入相关的功能子菜单。1.1.3型集中监控器检查显示操作：1.1.3.1系统上电时先显示系统版本信息后，显示系统数据和信息，若系统出现故障，则会在对应处闪烁及发出声音报警，同时在屏幕右端会弹出“故障”键，按下该键可显示对应的故障信息；1.1.3.2按下“菜单”功能键时，进入主菜单显示，根据需要按下对应的数字键，可进入相关的功能子菜单；1.1.4型智能高频开关电源的投入操作：1.1.4.1投入前准备：检查电源的各条连接线是否正确，接地线是否安全可靠，交流电源是否正常；1.1.4.2投入运行：将三相交流电源输入开关合上，约等５秒，本机正常工作，有输出，面板上的工作指示灯亮，则说明型智能高频开关电源已投入运行；1.1.5型智能高频开关电源的退出操作：将三相交流电源输入开关断开，切断智能高频开关电源交流输入，智能高频开关电源的退出。2异常及事故处理2.1蓄电池如遇下列异常情况时，应找出原因并更换有故障的蓄电池：2.1.1电压异常；2.1.2物理性损伤（如壳、盖有裂纹或变型）；2.1.3电解液泄漏；2.1.4温度异常。258 1.1型集中监控器故障信号处理：1.1.1若集中监控器出现故障告警信号，应查明原因，及时通知维护人员处理；1.1.2型集中监控器工作不正常时，应将其退出运行，通知维护人员进行检查处理。1.2直流母线短路1.2.1现象：1.2.1.1直流220V系统“电压异常”、“直流系统故障”报警；1.2.1.2蓄电池总保险熔断，浮充电装置出口开关跳闸；1.2.1.3该段直流负荷电源中断。1.2.2处理：1.2.2.1检查直流母线故障点；1.2.2.2断开故障母线所有开关、刀闸；1.2.2.3将故障母线上的直流负荷倒至正常运行母线上；1.2.2.4通知维护人员处理。1.3　直流220V系统接地1.3.1现象：直流系统集中监控器上“直流系统接地故障”报警，绝缘监测仪显示屏上显示对应支路。1.3.2处理：1.3.2.1用微机绝缘监测仪判断接地性质和接地回路；1.3.2.2检查微机绝缘监测仪动作是否正确，直流回路是否有人工作。直流接地时严禁在回路上工作，正在工作的班组应通知其暂停工作，待故障消除后再继续工作。1.3.2.3对于没有装设微机绝缘监测仪的支路负荷，可采用拉闸方法进行查找；1.3.2.4若接地故障点发生在重要负荷回路，在需要停电处理时，必须征得灯泡贯流发电公司主管生产领导和电网调度同意。1.4直流设备着火1.4.1检查着火设备的电源是否切断，如果没有切断，则应立即切断通向着火设备的所有电源；1.4.2258 检查自动灭火装置是否动作，如果没有动作，则应立即启动该装置进行灭火；1.1.1若在室内着火，则应立即停止通风机。1.2　蓄电池组故障处理（以一号蓄电池组为例，二号同）：1.2.1检查直流系统无接地现象，将Ⅰ、Ⅱ直流母线电压差值调整至不大于5V，核对极性一致后，合上直流220V母联开关；1.2.2断开220V直流Ⅰ段母线进线开关、断开一号充电装置出口开关，将交流转换开关J13切至“退出”位置，将有故障蓄电池的蓄电池组及与其并列的浮充电装置退出运行；1.2.3通知维护人员更换故障蓄电池。1.3交流电源消失1.3.1现象:微机监控装置显示“交流输入故障”1.3.2处理：1.3.2.1检查交流Ⅰ、Ⅱ路输入电源电压显示是否正常；1.3.2.2如输入正常则检查交流电压采样模块的熔丝是否熔断，若熔断则更换同规格的熔丝；1.3.2.3检查交流配电单元Ⅰ、Ⅱ路输入开关是否在合；1.3.2.4通知维护人员处理。1.4　直流220VⅠ（Ⅱ）段充电模块故障1.4.1现象:微机监控装置显示“充电模块故障”，直流220VⅠ（Ⅱ）段充电模块电压电流值无显示或显示异常。1.4.2处理：1.4.2.1检查直流系统无接地现象，直流220VⅠ、Ⅱ段母线电压差值不大于5V，核对极性一致后，合上直流220V母联开关；1.4.2.2断开直流220VⅠ段母线进线开关、断开一号充电装置出口开关，将交流转换开关J13切至“退出”位置，将有故障蓄电池的蓄电池组及与其并列的浮充电装置退出运行；1.4.2.3通知维护人员处理。258 第七册继电保护及自动装置运行规程Q/*****-JS-YX07-20171主题内容与适用范围1.1本规程规定了灯泡贯流水电厂发电运行继电保护及自动装置的运行维护、操作、监视以及运行的事故处理方法；1.2本规程适用于灯泡贯流水电厂发电运行继电保护及自动装置的运行技术工作；1.3灯泡贯流水电厂发电运行人员应全面熟悉和掌握本规程，灯泡贯流水电厂发电维护检修人员、技术管理人员应了解本规程。2引用标准2.1中华人民共和国电力行业标准DL/T559—94《200—500KV电网继电保护装置运行整定规程》；2.2中华人民共和国电力行业标准DL/T587—2007《微机继电保护装置运行管理规程》2.3继电保护及安全自动装置规程汇编2.4220kV继电保护现场运行导则2.5现场相关继电保护及自动装置的厂家产品说明书3设备技术规范3.1保护装置的配置3.1.1灯泡贯流水电厂一次电气设备继电保护装置由南瑞继保有限公司生产，采用了高性能数字信号处理器DSP芯片为基础的硬件系统，双CPU结构并行处理，是数字式保护装置。并根据相似保护功能分开，相对独立的原则，将主保护、后备保护、异常运行保护合理分配到两个装置中，共同提供设备所需要的全部电量和非电量保护。3.1.2各保护装置硬件配置名称配置发电机保护屏1套RCS-985RS保护装置、1套RCS-985SS保护装置（含断路器操作回路）、打印机主变压器保护A屏1套RCS-985TM保护装置（含断路器操作回路）258 主变压器保护B屏1套RCS-985TM保护装置、1套RCS-974A保护装置、打印机220kV母线保护柜RCS-915AB保护装置、打印机220kV线路保护柜RCS-931E和RCS-931EG保护装置、打印机3.1.3各保护装置保护功能总控制字包括各个保护功能的投入控制字、装置额定电流的选择、保护调试状态的选择。对于某一种保护功能，如果保护投入控制字置“1”，相应保护定值、控制字才有效。保护定值单按需要整定相应定值，不使用的保护功能只需将相应的控制字整定为“0”。运行方式控制字整定“1”表示投入，“0”表示退出。3.1.4技术参数3.1.4．1环境参数：正常：0～40℃；极限:-10～50℃3.1.4．2额定电气参数直流电源:220V，110V允许偏差:+15%，-20%过载能力:2倍额定电流，连续工作40倍额定电流，允许1S4运行规定4.1一般规定4.1.1运行和维护部门应统一规定管辖范围内的微机继电保护装置名称，装置中各保护段的名称和作用。4.1.2微机继电保护装置在运行中需要切换已固化好的成套定值时，由维护人员按规定的方法改变定值，此时不必停用微机继电保护装置，但应立即显示（打印）新定值，并与主管调度核对定值单。4.1.3微机继电保护装置动作（跳闸或重合闸）后，现场运行人员应按要求作好记录和复归信号，将动作情况和测距结果立即向主管调度汇报，并打印故障报告。未打印出故障报告之前，现场人员不得自行进行装置试验。4.1.4微机继电保护装置出现异常时，当值运行人员应根据该装置的现场运行规程进行处理，并立即向主管调度汇报，及时通知维护人员。4.1.5新安装继电保护装置验收投运前应具备:4.1.5.1竣工原理图、安装图、设计说明、电缆清册等设计资料；258 4.1.1.1制造厂商提供的装置说明书、保护柜（屏）电原理图、装置电原理图、故障检测手册、合格证明和出厂试验报告等技术文件；4.1.1.2新安装检验报告和验收报告；4.1.1.3微机继电保护装置定值通知单；4.1.1.4制造厂商提供的软件逻辑框图和有效软件版本说明；4.1.1.5微机继电保护装置的专用检验规程或制造厂商保护装置调试大纲。4.1.2保护装置运行中注意事项：4.1.2.1所有保护电源开关投入；4.1.2.2所有保护屏上压板位置正确；4.1.2.3所有保护出口压板、起动失灵压板和总跳闸压板、合闸压板在投入前应进行测试，判定保护处于未动作状态；4.1.2.4投入后应检查压板是否接触良好；4.1.2.5所有保护切换开关位置正确；4.1.2.6运行中，禁止不按指定操作程序随意按动面板上键盘。严禁操作如下命令:开出传动、修改定值、固化定值、设置运行CPU数目、改变定值区、改变本装置在通讯网中地址。4.1.3在下列情况下应停用整套微机继电保护装置：4.1.3.1微机继电保护装置使用的交流电压、交流电流、开关量输入、开关量输出回路作业；4.1.3.2装置内部作业；4.1.3.3继电保护人员输入定值影响装置运行时。4.1.4带纵联保护的微机线路保护装置如需停用直流电源，应在两侧纵联保护停用后，才允许停直流电源。4.1.5远方更改微机继电保护装置定值或操作微机继电保护装置时，应根据现场有关运行规定进行操作，并有保密、监控措施和自动记录功能。4.1.6线路重合闸装置的运行和停用、以及重合闸方式的选择，均应按电网调度命令执行，并做好记录；出现下列情况之一者，应申请退出重合闸装置：4.1.6.1线路零起升压；4.1.6.2试运行的线路送电时和试运行期间；258 4.1.1.1线路带电作业要求退出时；4.1.1.2线路电压互感器退出运行；4.1.1.3事故处理时强送电前；4.1.1.4重合闸装置出现故障；4.1.1.5断路器SF6压力值低于规定值；4.1.1.6线路断路器断开短路电流次数达到规定次数；4.1.1.7电网调度要求的其他重合闸装置退出方式。4.1.2设备运行时两套主保护不得同时退出；厂用变压器运行时电流速断和过流保护不能同时退出；4.1.3进行可能使继电保护装置误动的操作时，应先将可能误动的保护退出，操作完毕后，按正常方式投入；4.1.4保护回路和开关控制回路作业完毕后，须经过保护带开关做传动试验合格方可投入运行；4.1.5保护装置和自动装置校验时或交流回路停电前必须退出相应出口压板；4.2运行方式4.2.1发电机保护4.2.1.1机组运行情况下应全部投入，如遇特殊情况需退出某些保护必须经灯泡贯流水电厂主管生产领导批准；4.2.1.2机组试验时根据试验要求投、退相关保护压板；4.2.1变压器保护4.2.1.1变压器运行情况下应全部投入，如遇特殊情况需退出某些保护必须经灯泡贯流水电厂主管生产领导批准，并汇报电网调度；4.2.1.2变压器检修情况下应退出本变压器保护跳运行设备的压板；4.2.1.3变压器试验时根据试验要求投、退相关保护压板。4.2.2线路保护4.2.2.1灯泡贯流水电厂输电线路是同杆并架双回线，线路保护装置RCS-931E以分相电流差动和零序电流差动为主体构成的快速主保护，电流差动保护对各种常规及跨线故障具有天然的选相能力，采用光纤作为通道，实现全线速跳；RCS-931EG可选择由纵联距离和零序方向元件构成快速主保护，258 同杆并架线路发生跨线故障时，能可靠选跳被保护线路的故障相，两套保护均含有自适应的重合闸逻辑，充分利用线路保护已有故障信息，进行重合闸判别。4.2.2.2220kV线路保护根据电网调度命令进行投退，并汇报灯泡贯流水电厂主管生产领导；4.2.2.3线路重合闸方式应根据电网调度命令进行选择，重合方式为检无压和检同期两种方式。4.2.2.4线路重合闸为单相重合闸，发生线路单相接地故障时跳开单相，单相重合，重合于永久性故障时跳开三相，不再重合。4.2.1220kV母线保护4.2.3.1母线差动回路包括母线大差回路和各段母线小差回路。母线大差是指除母联开关和分段开关外所有支路电流所构成的差动回路。某段母线的小差是指该段母线上所连接的所有支路（包括母联和分段开关）电流所构成的差动回路。母线大差比率差动用于判别母线区内和区外故障，小差比率差动用于故障母线的选择。4.2.3.2母线正常运行时，除母联充电保护及母联过流保护退出外，其余保护应全部投入，如遇特殊情况需退出某些保护必须经电网调度批准；4.2.3.3当利用母联断路器对母线进行充电时，应投入母联充电保护，充电正常后退出；4.2.3.4当双母线按单母线方式运行时应投入单母运行方式压板；4.2.3.5当母联开关检修时，应投入母联检修压板；4.2.3.6当保护向母联断路器发出跳闸令后，如母联断路器拒动，故障未切除，母联失灵保护动作跳开两段母线上所有断路器。。通常情况下，只有母差保护和母联充电保护才起动母联失灵保护。当投入“投母联过流起动母联失灵”控制字时，母联过流保护也可以起动母联失灵保护。4.2.3.7母线正常运行方式时，其220kV母线模拟盘刀闸位置强制开关在“自动”位置。4.3运行维护4.3.3258 禁止带电的一次设备处于无主保护状态下运行，且在运行中要求各保护装置应在投入状态。如需要变更凡属电网调度管辖的继电保护和自动装置应经值班调度员批准，其他由灯泡贯流水电厂主管生产领导批准；4.2.3在操作压板连片时,应注意不得与相邻连片及有关设备相碰,以防止保护误动或接地；4.2.4发现继电保护装置不正常情况如工作电源消失，端子松动或产生火花,各继电器动作指示不对应时，应及时向维护人员联系，并采取相应措施进行处理；4.2.5继电保护和自动装置投入运行前，应做如下检查：4.2.5.2继电保护装置完好，所有检修措施已恢复；4.2.5.3各压板位置正确，接触良好；4.2.5.4具有监视信号的继电保护装置应先投入信号位置进行监视，以检查其正确性，无误后才许可正式投入运行；4.2.5.5所有保护出口压板、起动失灵压板和总跳闸压板、合闸压板应在退出。4.2.6正常运行时，禁止在带电的二次回路上作业；4.3.6带有电压回路的继电保护装置因故障失去电压，如空气开关跳闸，可重新合上，如再次跳开，应通知维护人员处理。4.3巡视检查4.3.3保护装置的巡视检查4.3.3.2检查装置各指示灯指示正确；4.3.3.3检查装置液晶显示屏显示正确；4.3.3.4检查装置各电源开关位置正确；4.3.3.5检查各切换开关位置正确；4.3.3.6保护装置各压板位置正确,且接触良好；4.3.3.7检查装置插件无异常声音，无发热现象，无冒烟、无烧焦味，插件牢固无松脱或掉出；4.3.3.8检查打印机数据线、电源线连接良好；4.3.3.9检查装置箱外壳接地线、端子排接地线完好，并与屏盘接触良好；4.3.3.10检查各个接线端子接触良好，无松脱，无灰尘，无烧焦变黑现象，无短路打火或潮湿现象；4.3.3.11检查柜门完好，关闭严密无损坏，各设备标志清楚完整、齐全。4.3.4故障录波装置的检查258 4.2.3.2检查交、直流电源开关合；4.2.3.3显示器电源指示绿灯亮；4.2.3.4检查装置各电源开关位置正确；4.2.3.5检查装置运行灯亮,判断装置运行正常；4.2.3.6检查是否有启动录波指示灯亮、内部故障灯亮；4.2.3.7检查GPS时间正确。4.3运行操作4.3.3保护装置投入运行操作4.3.3.2退出保护装置所有出口压板；4.3.3.3合上直流电源开关；4.3.3.4合上交流电源开关；4.3.3.5检查保护装置电源正常；4.3.3.6检查保护装置保护功能压板在投入；4.3.3.7检查各信号指示正常，保护装置工作正常；4.3.3.8检查保护装置无动作信号，投入保护出口压板。4.3.4保护装置的退出运行4.3.4.2退出保护装置所有出口压板；4.3.4.3断开交流电源开关；4.3.4.4断开直流电源开关。4.3.5保护出口压板投入操作顺序4.3.5.2检查保护装置正常；4.3.5.3检查保护出口压板确在断开位置；4.3.5.4检查保护装置无动作信号；4.3.5.5投入保护出口压板。4.4运行说明4.4.3运行工况及说明4.4.3.2保护出口的投、退可以通过跳闸出口压板实现；4.4.3.3保护功能可以通过屏上压板或内部压板、控制字单独投退；4.4.3.4258 装置始终对硬件回路和运行状态进行自检。当出现严重故障时，装置闭锁所有保护功能，并灭“运行”灯，否则只退出部分保护功能，发告警信号；4.2.3.2启动风冷、转子低电压输出等工况，装置只发报文，不发报警信号。4.6.2装置信号灯状态保护型号信号灯状态RCS-985R/SRCS-985TM“运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮，熄灭表明装置不处于工作状态；“TV断线”灯为黄色，当TV异常或断线时点亮；“TA断线”灯为黄色，当TA异常或断线、差流异常时点亮；“报警”灯为黄色，当保护发报警信号时点亮；“跳闸”灯为红色，当保护动作并出口时点亮。RCS-974A“OP”灯为绿色，装置正常运行时点亮，熄灭表明装置不处于工作状态；“BJ”灯为黄色，当保护发报警信号时点亮；“TJ1”、“TJ2”灯为红色，当保护动作并出口时点亮。RCS-915AB“运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮；“断线报警”灯为黄色，当发生交流回路异常时点亮；“位置报警”灯为黄色，当发生刀闸位置变位、双跨或自检异常时点亮；“报警”灯为黄色，当发生装置其它异常情况时点亮。“跳I母”、“跳II母”灯为红色，母差保护动作跳母线时点亮；“母联保护”灯为红色，母差跳母联、母联充电、母联非全相、母联过流保护动作或失灵保护跳母联时点亮；“I母失灵”、“II母失灵”灯为红色，断路器失灵保护动作时点亮；“线路跟跳”灯为红色，断路器失灵保护动作时点亮。RCS-931GM“运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮；“TV断线”灯为黄色，TV异常或断线时点亮；“充电”灯为黄色，当重合闸充电完成时点亮；“通道异常”灯为黄色，当通道故障时点亮；“跳A”、“跳B”、“跳C”灯为红色，当保护动作出口点亮在“258 信号复归”后熄灭。“重合闸”灯为黄色，当保护动作出口点亮在“信号复归”后熄灭。4.6.3装置闭锁与报警4.6.3.1当CPU检测到装置本身硬件故障时，发装置闭锁信号，闭锁整套保护。硬件故障包括：RAM异常、程序存储器出错、EEPROM出错、定值无效、光电隔离失电报警、DSP出错和跳闸出口异常等。此时装置不能够继续工作；4.6.3.2当CPU检测到装置长期起动、不对应起动、装置内部通信出错、TA断线、TV断线、保护报警信号时发出装置报警信号。此时装置还可以继续工作。4.6.4故障录波装置的监视与操作4.6.4.1电力系统发生故障时，装置启动录波，前置机前面板“录波启动”、“内存记录”灯亮，等故障数据传送完毕后，“内存记录”指示灯灭。4.6.4.2按“信号复位”键，“录波启动”指示灯灭。若配有数据远传功能，故障数据、故障分析报告将上传到主站。4.6.4.3双击主界面下方的故障列表打开故障文件，进行故障分析，检查录波数据是否正确。双击主界面下方的稳态列表打开稳态文件，进行稳态分析，检查稳态数据是否正确。4.6.4.4正常运行时，显示器自动关闭，以提高显示器寿命。5异常及事故处理5.1保护装置异常5.1.1现象：5.1.1.1监控上位机报“保护装置异常”信息；5.1.1.2保护装置液晶显示装置异常报文；5.1.1.3装置告警指示灯亮。5.1.2处理：5.1.2.1检查保护装置液晶显示报文，查明异常类型；5.1.2.2检查一次设备状态及运行情况；5.1.2.3通知维护人员处理。5.2保护装置闭锁258 5.1.1现象：5.1.1.1监控上位机报“保护装置闭锁”信息；5.1.1.2保护装置液晶显示装置异常报文；5.1.1.3装置“运行”灯灭。5.1.2处理：5.1.2.1检查保护装置液晶显示报文，查明异常类型；5.1.2.2汇报电网调度值班人员；5.1.2.3退出保护装置出口跳闸压板；5.1.2.4通知维护人员处理。5.2母线保护刀闸位置报警5.2.1现象：5.2.1.1监控上位机报“母线保护刀闸位置报警”信息；5.2.1.2保护装置母线模拟盘刀闸I、II位置指示灯全灭或全亮。5.2.2处理：5.2.2.1检查刀闸实际位置，是否双跨、变位或与实际不符；5.2.2.2将保护装置模拟盘刀闸位置强制开关切对应位置，并按刀闸位置确认按钮确认；5.2.2.3通知维护人员检查处理。5.3线路保护通道异常报警5.3.1现象：5.3.1.1监控上位机报“线路保护线路装置报警”信息；5.3.1.2保护装置液晶显示装置异常报文；5.3.1.3装置“通道异常”灯亮。5.3.2处理：5.3.2.1检查保护装置液晶显示报文，查明异常类型；5.3.2.2汇报电网调度值班人员；5.3.2.3退出装置相应主保护压板；5.3.2.4通知维护人员处理。5.4差动保护TA断线异常报警258 5.1.1现象：5.1.1.1监控上位机报“差动保护装置报警”信息；5.1.1.2保护装置液晶显示装置异常报文；5.1.1.3装置“TA断线”灯亮。5.1.2处理：5.1.2.1检查保护装置液晶显示报文；5.1.2.2汇报电网调度值班人员；5.1.2.3退出装置相应差动保护压板；5.1.2.4通知维护人员处理。5.2220kV母线PT断线异常报警5.2.1现象：5.2.1.1监控上位机报“母线保护装置报警”信息；5.2.1.2保护装置液晶显示装置异常报文；5.2.1.3母线保护、线路保护、主变保护装置“PT断线”灯亮。5.2.2处理：5.2.2.1检查保护装置液晶显示报文；5.2.2.2检查母线PT二次电压开关是否跳闸，检查二次回路有无异常现象；5.2.2.3检查母线电压并列柜是否失压；5.2.2.4汇报电网调度值班人员；5.2.2.5退出相关保护及重合闸出口压板；5.2.2.6通知维护人员处理。5.7安稳装置切主变动作后的处理5.7.1检查主变出口开关跳闸情况，如拒动应立即手动帮助切除开关；5.7.2监视运行机组甩负荷及运行情况，如造成机组停机，应监视机组停机情况，并通知维护人员查明原因；5.7.3检查厂用电备自投动作情况。如无机组运行，造成全厂失压，应立即开启备用机组带厂用电；5.7.4根据电网调度命令调整设备运行方式，使系统恢复正常。1.8保护动作的处理258 1.1.1通知相关人员；1.1.2检查并记录监控系统中记录的相关信号情况，检查开关的位置，电流、有功功率、无功功率等指示；1.1.3检查并记录保护装置的信号；1.1.4将以上情况汇报电网调度值班员；1.1.5打印跳闸报告；1.1.6复归保护动作信号；1.1.7按日常巡视检查项目现场检查设备跳闸后情况；1.1.8将上述检查的保护动作情况和开关跳闸情况汇报电网调度；1.1.9按照电网调度的命令进行处理，严禁不经电网调度命令自行对设备试送电操作。5.9故障录波装置的故障处理5.9.1远方信号不工作处理：5.9.1.1直流电源输出不正常；5.9.1.2保险丝熔断；5.9.1.3装置信号回路有问题；5.9.2故障不能启动录波，应通知维护人员处理；5.9.3装置开机后，运行灯都不亮，应通知维护人员处理。258 第八册计算机监控系统运行规程Q/*****-JS-YX08-20171主题内容与适用范围1.1本规程规定了江西中电投灯泡贯流发电有限公司（以下简称灯泡贯流公司）计算机监控系统的运行方式，检查维护，倒闸操作及事故处理方法等。1.2本规程适用于江西中电投灯泡贯流发电有限公司（以下简称灯泡贯流公司）计算机监控系统运行工作使用。运行维护人员和生产技术管理人员应熟悉并执行本规程。2引用标准DL/T1009-2006《水电厂计算机监控系统运行及维护规程》DL/T578-2008《水电厂计算机监控系统基本技术条件》DL/T5065-2009《水力发电厂计算机监控系统设计规范》厂家提供的计算机监控系统图纸、资料、说明书3总则3.1H9000系统的人机联系的设备包括图形工作站的显示器、键盘、鼠标、打印机等。H9000的系统软件OIX，全称OPERATORINTERFACE，其功能是对生产过程进行监控和控制。用户可通过这些界面来监视生产过程的实时运行状态、调节运行参数、发出控制命令。3.2人机界面是计算机监控系统与实时生产过程之间进行人机联系的手段和窗口，界面主要包括监视和控制两部分。3.3监视的对象包括实时生产过程的实时参数和状态，其显示方式可分多种，如数字显示、符号组显示、字符串显示、棒图显示等，辅以不同的颜色、闪烁，以表示被控过程的状态。3.4操作控制方式采用面向被控对象操作、多层菜单配合、全鼠标驱动模式。用户对某对象操作，可直接用鼠标选中该对象，引发附着的控制菜单，通过控制菜单，进行相应操作或控制选择。3.5258 操作员工作站及LCU正常运行时，时钟显示正常，如发现时钟停止运行，则该机为“死机”。1.1操作员工作站监控画面正常情况禁止退出,同时禁止操作计算机操作系统中的内容，严禁直接关闭操作员工作站主机。1.2正常情况下，机组各项操作均应在操作员工作站进行，同时所在的操作员工作站必须具备以下条件，才可进行实时监控操作。3.7.1操作用户具有对应操作的操作权限即注册。3.7.2本站的设备工作状态为“主控”。3.7.3监控系统在“闭环”状态。3.7.4对应的设备LCU在线。3.7.5远方/现地切换把手在“远方”。1.3监控系统现场操作和使用必须严格按照规程操作。严禁在监控系统内的计算机上使用外来软盘、光盘、U盘等存储设备，以防止系统被病毒感染。禁止将非监控系统计算机设备联接到监控系统上。1.4系统投运后，禁止在运行中随意拔插模板或信号电缆插头及各种连接电缆插头等，以防损坏设备元器件，甚至造成事故。1.5监控系统各盘柜及信号电缆都必须实现一点接地，并与全厂地网连接。1.6计算机设备应注意防水、防潮、防尘、防震、防火、防鼠、防雷、防磁等。1.7计算机设备一经就位，任何人员不得随意挪动，以免损坏设备。1.8除系统管理员外，任何人无权修改和备份系统源程序和各种数据库。系统投入运行后，不允许进行监控系统以外的任何操作，禁止随意退出H9000(V4.0)监控系统。1.9发电车间各班组在交班前必须在上位机上退出注册。1.10运行人员应保证系统处在合适的环境中。通常温度应保持在18～27℃，相对湿度在45～65%。1.11一般情况下，禁止非运行人员对主控工作站进行任何操作。1.12计算机监控系统培训工作只能在工程师工作站进行。1.13设备规范3.17.1机组运行状态及对应的图符颜色：状态符号颜色258 备用黄发电红检修白空载紫3.17.2转速测控器面板各指示:面板指示代表含意面板指示代表含意H1、H2齿盘信号频率R1零转速PT1、PT2PT信号频率R2~R4低转速报警Hz显示频率R5~R8高转速报警%百分数显示Max最大转速记忆Rpm转速Conf设定状态Err传感器故障指示灯3.17.3多功能巡测仪面板指示：面板指示代表含意面板指示代表含意复位按键装置故障时用于复位测显方式按键用于巡测显示、巡测最大值显示、定测显示速率按键用于调整巡测显示速度通道按键用于选择通道时钟按键显示仪表现行时间1监控系统构造1.1监控系统结构：采用分层分布式结构，即设全厂集中的主控级和现地分散的单元控制级，按被控制对象单元分布处理。主控级与单元控制级之间采用标准的双以太网总线，通讯介质为光纤。1.2上位机部分：主站兼操作员工作站、工程师工作站、网关工作站、厂内通讯工作站、报表及电话语音工作站、大屏幕投影设备、光纤网络交换机、GPS时钟同步系统、打印机、不间断电源（UPS）等构成。通信网络结构采用以太总线网，配置成环型网络全冗余结构方式。1.2.1监控网络计算机配置主站兼SUNUltra24工作站：2个258 操作员工作站CPU：IntelCore2四核Q82002.33GHz；二级高速缓存：4M1333MHzFSB；内存：4GB；硬盘：2*250GB，SATA接口；NVIDIAFX370，符合RoHS-6，双屏接口；光驱：DVD-双向（读/写DVD/CD，DVD+双层格式化）；2个10M/100M/1000M以太网接口；2串/1个并口/6个USB2.0口；标准键盘，光电鼠标。预装Solaris10Update4；22”液晶显示器，双显：美国HP2159M1920x1080工程师工作站SUNUltra24工作站：配置同操作员工作站网关工作站HPZ400工作站：CPU双核处理器IntelXeonW3503(2.4GHz，1066MHz前端总线)；主频：2×2.4GHz.集成4MB二级缓存；支持扩展内存64位技术内存：4GB/1066MHz，最大支持16GB.。1个硬盘500GB，7200rpm，SATA接口。NVIDIAQuadroNVS290图形显卡，1600X1200，双屏接口.。光驱DVD+/-RW，4个10M/100M/1000M以太网接口；6个USB接口，1串口；标准键盘，光电鼠标。Windows2003操作系统(预装)；22”液晶显示器：美国HP2159M1920x1080厂内通信工作站HPZ400工作站：同网关工作站报表及电话语音工作站HPZ400工作站：同网关工作站1.1.1监控网络辅组设备大屏幕投影设备SLDP-60YS系列投影单元：Pedestal-60YS60“显示单元底座，eLan多屏拼接控制器，RGB及视频线、附属材料。SALI显示墙应用管理系统SLWMSControl.19”规格机柜，SLDP-IR摇控器；控制电脑：HPZ400工作站GPS时钟装置BSS-3高可靠性GPS主机，配置如下：脉冲对时输出32路（分、秒脉冲可配置）。NTP输出接口，网络接口。串行信号输出：共8路。258 DCF77脉冲码或IRIG-B对时24路。时钟精度：1μs。对时精度：1ms。接收天线长度：50m。有12个并行卫星接收通道,支持北斗卫星系统。数码时钟显示装置：双排红色数码管显示：3英寸+5英寸。外形尺寸：800×300×120彩色激光打印机HPLJ5550彩色激光打印机，处理器：133MHZRISC。内存：160M。打印速度：28ppm(A4)。分辨率：3600dpi。最大打印幅面：A3。内置10/100网卡。内置中文字库黑白激光打印机HPLaserJet5200：分辨率：1200dpi。打印尺寸：A3。打印速度：22ppm。自动双面打印。内置10/100网卡1.1.1监控系统网络设备主站交换机（中控室）共2套，每台配置：16个10/100MRJ45接口，4个100M多模光纤接口工业级交换机主机：MSSAAEHC(支持16个接口)10/100M电接口模块：MM2-4TX1(4个10/100MRJ-45接口)100M多模接口模块：MM3-4FXM2(4个100M多模SC光口)扩展底板：MB-2T(2个扩展槽位)，冗余24V电源：H9K100PSR400交直流供电电源，由以下两部分组成：交流输入开关电源：输入：AC220V；输出：DC24V，400W；直流输入开关电源：输入：DC220V；输出：DC24V，400W；装置尺寸：19“2U标准机箱便携式计算机联想ThinkPadT400：CPUIntel酷睿2双核T7400(2.0GHz)；2GB内存；250GB硬盘；14.1”液晶显示；内置10/100/1000M以太网接口；内置56KMODEM；1个内置的光驱DVD-RW，速度为24X/24X/24X/8XMax；2USB口/1串口/1并口/1个IEEE1394口；ATI显卡，128MB；操作系统WindowsVistaBusiness258 UPS电源设备型号：PGP15KVA.，容量15KVA，三相进单出；输入：三相380VAC，50Hz±2Hz，-20~+15%；DC：厂用DC220V，-10~+15%；输出：AC单相220±2%，50Hz±0.5%；输出波型：正弦波，电压畸变率≤2%；后备方式：在线式；输出隔离变压器；过压、过流保护，故障报警；继电器接点报警，具数据通信接口电源防雷器：PUII1/R385V/40kA，单相电源盘柜：机柜尺寸：2000x800x600(HxWxD:mm)配电输入：2路，配电输出：>=20路1.1现地单元部分：机组现地LCU、开关站LCU、公用设备LCU。1.1.1机组现地LCU1.1.1.1GE系列可编程控制器参数CPU模块型号：IC695CPU310,基本参数：586/300M,10M内存,2串口；数据储存区：5MWords；指令执行速度：0.195ms/K；功能：PLC的核心组件，实现程序的顺序控制，算术运算，数据处理，数据转换等操作电源模块型号：IC695PSD140基本参数：额定输入：DC24V额定输出：24VDC,40W功能：为PLC正常工作提供可靠的DC5V工作电源开关量输入模块型号：IC694MDL655基本参数：输入点数：32点供电形式：DC24V输入方式：集电极漏型工作电流：7mA/点逻辑方式：正/负逻辑响应时间：2ms功能：采集外部开关量信号开出量输出模块型号：IC694MDL753基本参数：输出点数：32点供电形式：DC24V输出方式：正逻辑或者源型输出输出电流：0.5Amps每个输出点响应时间：0.5ms（最大值）功耗：260mA（最大值）258 功能：控制外部设备的工作状态模拟量输入模块型号：IC695ALG616基本参数：输入通道数：8通道输入方式：支持±10V,±5V,0-5V,0-10V,1-5V,4-20mA,0-20mA,±20mA输入分辨率：16位输入信号：可选择为整型量或实型量故障诊断功能：可精确定位故障点及原因功能：实现外部模拟量的采集，将外部模拟量转换为数字量，供CPU程序运算时使用通讯模块型号：IC695ETM001基本参数：通信方式：10/100Mbit以太网，内置交换机波特率：可选传输方式：光纤功能：PLC之间的数据交换，本地监控或集中监控，与各地生产管理应用进行通讯，与远程输入/输出进行通讯1.1.1.1盘柜设备现地人机单元触摸屏Eview公司触摸屏MT5720T：液晶屏：15"彩色TFT，65536色；分辨率：1024x768；内存：16MFlash+32MSDRAM；主频：520MHz，RISC结构；扩展接口：打印/以太网/音频/RS232/RS485多功能智能电表DSSD331/DTSD341－9DS三相交流电能表：输入：三相AC100V/1A；输出：LCDDisplay；Modbus接口；精度：有功电度0.2S级，无功电度1级；通信口：RS485，MODBUS协议或DL/T645规约DAEAccuvim三相四线交流采样装置：258 智能交流电气测量装置输入：三相AC100V/1A；输出：LCDDisplay；Modbus接口；精度：电流、电压0.2级，功率0.5级；通信口：RS485，MODBUS协议机组有功功率变送器型号：FPW201；.额定输入：三相AC100V，AC0~1A；输出：3路4~20mA；精度：0.2级；工作电源：DC24V机组无功功率变送器型号：FPK201；额定输入：三相AC100V，AC0~1A；输出：3路4~20mA精度：0.2级；工作电源：DC24V；厂高变有功功率变送器型号：FPW201；额定输入：三相AC100V，AC0~1A；输出：2路4~20mA；精度：0.2级；工作电源：DC24V厂高变电流变送器型号：FPAX；额定输入：AC1A；输出：三路4~20mA；精度：0.2级；工作电源：DC24V1.1.1.1水机保护、电源及同期装置PS1、PS2型号：H9K100PSR400交流输入开关电源：输入：AC220V；输出：DC24V，400W；258 直流输入开关电源：输入：DC220V；输出：DC24V，400W；功能：为可编程各模块及输出输出继电器提供工作电源，为各变送器、串口服务器、触摸屏等设备提供工作电源微机自动准同期装置WX-98G/X微机自动准同期装置：同期对象：2对象；压差设定值可调，范围为0～10V；相差设定值可调，范围为0～10°；频差设定值可调，范围为0～0.5Hz；恒定越前时间可调；电压升/降输出可调，范围为0.1～2s；电压升/降输出间隔可调，范围为1～6s；速度增/减输出可调，范围为0.1～0.5s手动准同期装置双电压表/双频率表/同步表KLY-S96；同期检查和电压继电器选择开关和手动操作把手24V电源，IO采集电源H9K100PSR150交直流供电电源，由以下两部分组成：交流输入开关电源：输入：AC220V；输出：DC24V，150W；直流输入开关电源：输入：DC220V；输出：DC24V，150W端子型继电器魏德米勒RCL-KITS-24VDC1COLED1.1软件系统：采用中水科H9000(V4.0)系列水电站计算机监控系统。操作员工作站采用UNIX操作系统；其它工作站采用Windows操作系统PLC编程软件GEME编程软件，Singlelicense。IC647MPP101258 商用数据库软件Oracle11g标准数据库管理系统（10用户，Windows平台）系统维护及工具软件H9000工具软件：交互作图工具软件(IPM)。数据库生成及调试工具软件(Dbgen)。周期数据计算软件(PDC)操作闭锁ControlLock。数据工程软件DEtool等监控基本软件H9000(V4.0)监控基本软件，包括以下：SCADA基本软件、图形管理系统、画面、制表软件、实时数据库管理软件、网络内部通信软件、系统维护及工具软件1监控系统上位机运行操作及有关事项1.1用户注册：当打开主机和显示器电源时，系统自动进行加电自检和设备初始化工作，并启动系统至注册窗口。在注册窗口用户名(login)处键入“ems”；在口令处键入“H9000ems”；即可注册进入H9000工作空间。1.2站控设置：监控系统配置两台操作员工作站A站和B站，一台主用一台备用，只有主用工作站才可以下发控制命令，备用工作站只可对系统监视，不能下发控制命令。双机切换操作步骤为：在计算机监控系统任意图中，在A站或B站单击鼠标右键，在弹出的菜单框选中“切换为控制主机”状态字符进行确认即可。1.3画面的放大，缩小及恢复正常的操作：H9000系统的图形可无级放大、缩小、平移，可以进行局部细节显示，实现漫游等功能。在当前任一画面下，滚动鼠标，画面即放大或者缩小一级，依次类推可放大或缩小若干级。1.4监控系统的监视和检查:5.4.1上位机的巡检项目：1.4.1.1操作员工作站与下位机LCU系统联机正常；1.4.1.2操作员工作站画面显示正常；1.4.1.3网络交换机各指示灯闪烁指示正常；1.4.1.4GPS卫星时钟工作正常，所有监控系统计算机设备时间一致；258 1.1.1.1计算机各设备上无灰尘，各插口接触牢固无松动现象，网络指示灯闪烁指示正常；1.1.1.2UPS电源工作正常；1.1.1.3各设备工作正常，电源指示正常。5.4.2下位机现地LCU的巡检项目：5.4.2.1“现地/远方”切换把手位置正确；5.4.2.2PLC工作正常，模块各指示灯指示正常；5.4.2.3各插件接触牢固无松动现象，网络指示灯闪烁指示正常；5.4.2.4各交、直流电源、控制器电源、信号电源工作正常；5.4.2.5各继电器位置正确，无严重发热现象，端子排接线牢固无松动现象；5.4.2.6LCU屏内照明良好，无过热及焦味，引线接触良好；5.4.2.7LCU柜屏内风机运行正常，无异声；5.4.2.8触摸屏屏幕显示正确；5.4.2.9转速测控器各指示正确，无报警；5.4.2.10正常情况下同期把手在“自准”位置。1.2机组启动方式有：5.5.1操作员工作站自动方式开机，在中控室操作员工作站上操作。5.5.2LCU自动方式开机，在发电机层现地LCU触摸显示屏上操作。5.5.3手动方式开机，在调速器上手动操作。1.3主控站的手动切换操作：5.6.1将鼠标移到本站的“设备工作状态”栏状态字符上，单击鼠标左键，弹出C_HostSys菜单。5.6.2若所在的操作员工作站处在“备用”状态时，可用鼠标单击“切换为主系统”按钮，经“执行”后，工作站由“备用”状态变为“主控”状态。反之，如果所在的工作站处在“主控”状态时，可用鼠标单击“切换为辅系统”按钮，经“执行”后，使工作站由“主控”状态变为“备用”状态。1.4双网切换（0号网/1号网），操作员工作站可以使用0号网或1号网，其0号网和1号网之间的切换方法如下：5.7.1将鼠标移到某工作站与某LCU之间的“网络工作状态”258 栏状态字符上，单击鼠标左键，弹出NetSwtch窗口。5.7.2若处在“0号网”状态时，可用鼠标单击“切换为1号网”按钮，经“执行”后，会由“0号网”状态变为“1号网”状态。反之，如果处在“1号网”状态时，可用鼠标单击“切换0号网”按钮，经“执行”后，由“1号网”状态变为“0号网”状态。5.7.3由于通讯进程随时监视2个网络通讯状况，并自动优化分配通讯网络。该手动切换功能慎用。1.1与LCU的联机/脱机：5.8.1在“系统设备授权管理”或“计算机系统设备管理”画面中，将鼠标指向其中一台设备的“在线/离线”字符上（设备工作状态），弹出RTU_Ctr菜单。5.8.2选择控制种类后，弹出认可菜单，认可后，命令下达给LCU，当联机成功后，系统上位机自动发出同步时钟。1.2机组的开停机操作可分别在电气主结线图、“画面索引”中的机组控制图中操作。1.2.1监控系统上位机机组可进行以下操作：1.2.1.1发电——机组由停机、空转、空载状态开机至与系统并列；1.2.1.2停机——运行中的机组由发电、空载、空转状态至停机；1.2.1.3空载——机组由停机、空转状态建压至额定电压或由发电状态解列带有额定电压；1.2.1.4空转——机组由停机状态开机转速升至额定转速或由发电、空载状态转为解列不带电压保持额定转速；1.2.1.5紧急停机——机组由发电、空载、空转状态紧急停机，紧急停机电磁阀、事故配压阀投入。1.2.2机组的开机操作（以9G为例）：5.9.2.1在单元接线、开机流程监视图中均可实现开机操作。首先确认机组现地LCU柜在“远方”位置，在机组“单元接线”、“开机流程”画面中，用鼠标单击9G发电机符号，弹机组操作”对话框，点击“发电”（空载或空转）按钮，检查操作无误后再点击“执行”键，在弹出的确认对话框中点击确认后流程开始执行，若60秒内不确认，则操作超时退出；258 5.9.2.2调出9G“开机流程”画面可监视开机过程的执行情况，模拟量监视画面可监视机组参数变化，在主屏幕上监视自动弹出“数据库一览表及报警一览表窗口”中的记录；如果开机条件不满足，可调用“开机条件”画面可看到哪些条件尚未满足；条件满足，显示绿色；反之，显示红色；此时，运行人员应进行相应的处理直到所有条件均满足后，程序方可执行下去。5.9.2.3以上开机只能按空转——空载——并网顺序，不能逆向，比如并网——空载——空转。5.9.2.4执行过程中如显示控制忙，不能进行操作流程复归。1.1.1机组的停机操作：5.9.3.1在机组“单元接线”、“停机流程”画面中，用鼠标单击9G发电机符号，弹出“1#机组操作”对话框，点击“停机”按钮，检查操作无误后再点击“执行”键，在弹出的确认对话框中点击“确认”后流程开始执行；若60秒内不确认，则操作超时退出；5.9.3.2调出9G“停机流程”画面可监视开机过程的执行情况，模拟量监视画面可监视机组参数变化，在主屏幕上监视自动弹出“数据库一览表及报警一览表窗口”中的记录；如果停机条件不满足，可调用“停机条件”画面可看到哪些条件尚未满足；条件满足，显示绿色；反之，显示红色；此时，运行人员应进行相应的处理直到所有条件均满足后，程序方可执行下去。1.2有（无）功调节操作：5.10.1在单元接线、开停机流程监视图、PQF调节中均可实现有功或无功功率给定。5.10.2将鼠标指向需调节发电机组任一的有功参数值位置上，按下鼠标左按钮，弹出菜单，其中修改调节数据有二种方法：（1）利用滑块修改数据值；将鼠标指向移动滑块，按下鼠标左按钮，移动滑块。“改为”框中数值随移动滑块移动而变化。当滑块在最左端时，对应参数值为最小值；当滑块在最右端时，对应参数值为最大值。当“改为”框中数值为目标值时，松开鼠标左按钮，即选择好修改值。再用鼠标左按钮“认可”。此时，命令下达，完成有功调节操作。（2）利用键盘修改数据值；将鼠标指向“改为”框，按下鼠标左按钮，“改为”258 框四周颜色加深，表示可以输入数据，用键盘敲入参数值，按下“回车”键，滑块自动滑到对应位置，如给定值超限，会弹出报警窗口，取消该操作即可。若发现输入值有误，想重新修改参数值时，在键盘上用Backspace键，抹去原来数据，重新在“改为”框中输入新数据。在确认无误后，用鼠标左按钮“认可”，此时，命令下达，完成有功调节操作。（3）给定有功的有效输入范围是0——+40MW，无功的有效输入范围是-20Mvar——+30Mvar。5.10.3按“取消”按钮可以退出本次调节操作，不发调节命令。1.1.1断路器操作：1.1.2监控系统上位机中，机组和220KV开关站断路器可进行以下类型操作：1.1.2.1同期合——开关两侧均有电压，检测同期合开关；1.1.2.2分开关——断开开关。1.1.2.3试验合——开关在试验位置或两端的隔离开关在拉开的状态下同期合开关；1.1.2.4无压合——开关一侧或两侧无电压的状态下合开关；1.1.2.5充电合——开关一侧无电压的状态下合开关或对热备用的主变全电压充电。1.1.2.6厂用13.8kV、10kV、0.4kV断路器可进行合闸及分闸操作。1.1.3断路器（隔离刀闸）操作步骤:1.1.3.1在电气主结线图中，用鼠标右键单击要操作开关的符号，弹出对话框选中“遥控操作”。在对话框中，选择相应操作命令的按钮（若条件满足，则该操作命令字体为黑色，若条件不满足，该操作命令字体为灰色，只有在条件满足时才能进行操作），检查操作无误后再点击“执行”键，在弹出的确认对话框中点击确认后命令下达；若60秒内不确认，则操作超时退出；1.1.3.2如果条件不满足，弹出“操作显示判断窗口”，根据提示进行处理。当所有条件满足后，重新发令操作。1.2线路、主变开关的操作：5.11.1将鼠标指向线路开关符号上，按下鼠标左键，弹出右图菜单Syn_C_DLQ窗口。其中正常操作中的“合开关”指选择同期，试验操作中的“合开关”258 指单独空合开关，正常操作的“分开关”与试验操作的“分开关”均指分开关操作。5.11.2将鼠标指向相应操作按钮单击鼠标左键，如条件满足则弹出“执行/取消”窗口，单击“执行/取消”按钮，即完成“执行/取消”操作。5.11.3如条件不满足，则弹出“操作条件显示判断窗口”。1.1画面软拷贝的操作1.1.1画面软拷贝：在“总目录”画面中，选择要拷贝的画面，或在画面监视窗口中，用鼠标单击“任选项”菜单，在弹出的下拉菜单中，选择“画面软拷贝”命令，则当前画面软拷贝完成。1.1.2画面软拷贝的索取：1.1.2.1在“总目录”画面中，用鼠标单击“画面软拷贝”按钮，弹出“画面软拷贝文件选择”对话框。选择所需要的画面软拷贝文件，单击“OK”按钮，弹出指定的“软拷贝画面”内容窗口（软拷贝画面中的控制按钮及其控制功能不起作用）。1.1.2.2要退出软拷贝画面，可单击画面菜单条上的“文件”，在弹出的下拉菜单中选择“总目录”回到动态的目录画面。1.2数据库一览表及报警一览表画面窗口的操作1.2.1报警一览表：1.2.1.1在“总目录”画面中，单击“报警一览表”按钮，弹出“报警一览表”。1.2.1.2报警一览表中详细的显示每条记录的序号、发生时间、信息名称和变化状态。1.2.2数据库一览表：1.2.2.1在“总目录”画面中，单击“数据库一览表”按钮，弹出“数据库一览表”。1.2.2.2数据库一览表中详细地显示每个信息量的I/O地址号、信息量名称、实时值、以及这些信息量的越限值等等。注：数据库一览表中的信息量是根据设备和信息量类型分类的，可以在此画面底部进行选择。1.3事故追忆历史数据的索取5.16.1用鼠标指向“历史数据库管理目录”类的“事故追忆历史数据”按钮，按下鼠标左键，出现“事故追忆历史数据显示”画面，在窗口的最下面显示。258 5.16.2用鼠标指向“追忆数据文件”按钮，按下鼠标左键，弹出“追忆数据文件选择”窗口。5.16.3用鼠标指向某个事故追忆历史文件，按下鼠标左键，“事故追忆历史数据文件选择窗口”消失。在“事故追忆历史显示”显示所选文件的曲线画面。5.16.4追忆数据打印，将已经确认的某个事故追忆历史文件数据打印出来。5.16.5上翻页、下翻页和退出按钮功能同上。1.1趋势分析历史数据的索取：操作步骤相同于“事故追忆历史数据的索取”。注意：当在趋势分析设置窗口中进行“趋势存档”后，需等待2-3分钟，才可索取趋势分析历史数据。1.2数据库一览表及报警一览表画面窗口操作：5.18.1用鼠标指向“数据一览表”或“报警一览表”按钮，弹出“数据库一览表”或“报警一览表”窗口。在这两个窗口下部显示模拟量、扫查开入量、中断开入量、综合信息、脉冲量、数字量、]整定值、温度特征按钮、及设备类型按钮，上下翻页、退出按钮。5.18.2据库一览表窗口操作,用鼠标指向“设备类型”按钮，选择指定某个LCU设备,用鼠标指向“模拟量”，“扫查开入量”等任一个按钮，指定其中的任一数据类型，此时，窗口中显示指定设备，指定数据类型，在数据库中的内容。5.18.3报警一览表窗口操作,报警一览表窗口中，一览表以环形指针，显示报警区中的内容，最新的报警在最后页显示。当报警记录超过2000条时，则自动形成报警历史文件。窗口下部操作按钮项如下：（1）需要观看报警历史记录时，则点击“历史记录”项，此时弹出“报警历史文件选择”窗口，查询及选择所需要的某年某月某日的报警历史记录文件，反之，点击“实时记录”项，则显示报警实时记录。（2）需要观看几个设备的报警记录时，此时点击“设备过滤器”，点击“NO设备”，点击不需要观看的设备选择按钮，此时则选择需要观看的设备的报警记录。反之，点击“全部设备”项，则显示所有设备的报警记录。（3）需要观看几种报警数据类型的记录时，此时点击“过滤器”，点击“不显示记录”258 ，点击不需要观看的报警数据类型选择按钮，此时则显示需要观看的数据类的报警记录，反之，点击“显示总记录”项，则显示所有报警数据类型的报警记录。（4）该窗口下部还有“打印”按钮，单击“打印”，即打印输出当前画面上报警记录区内容。1.1报表打印的操作。1.1.1系统打印分为随机打印和召唤打印两种方式：1.1.1.1随机打印：用以记录系统的各种操作、事故、故障等各类报警语句，自动打印。1.1.1.2召唤打印：由操作员随时召唤打印。召唤打印的操作方法如下：用鼠标单击主菜单上“报表日期”，在弹出的下拉菜单中选择打印日期报表命令即推出所选日期的对应报表。单击主菜单上“任选项”，在弹出的下拉菜单中选择“报表打印”命令即可。1.2故障光字信号画面的操作5.20.1故障光字信号画面中分为事故光字信号和故障光字信号；5.20.2正常时光字牌显示灰色且无光字信息；事故光字信号动作时，光字牌显示红色事故信息；故障光字信号动作时，光字牌显示黄色故障信息；当有事故（故障）信号时，监控系统画面推出报警一览表窗口，显示故障信号窗口；若光字信号已经确认，事故（故障）未排除，则显示粉红色；若光字信号已经确认，事故（故障）已排除，则显示灰色。1.3闸门控制的操作（快速闸门）1.3.1上位机操作：在机组单元接线图中，用鼠标选中闸门控制图框，点击右键在弹出对话框选中“遥控操作”，在弹出对话框中选择“操作”→运行→输入口令（YX）→确认口令→→按“发令”→选中“执行”框→再按“发令”键。2监控系统现地单元（下位机）运行操作及有关事项2.1在监控下位机进行现地操作必须将现地LCU面板上“现地/远方”切换把手切至“现地”、用户登录后才能进行控制调节操作；操作完毕后需切回至“远方”位置。2.2下位机默认权限为监视，完成登录操作后系统才赋予操作权限；操作方法为：点触摸屏“登录”258 项，在弹出密码对话框输入密码:XXXX，如果输入正确，即可登录成功，也即赋予了控制权限。1.1在下位机LCU1柜的触摸屏上可以进行模拟量、巡检温度量、中断量、开停机流程的监视。1.2机组现地LCU触摸屏上可对机组进行以下操作：6.4.1发电——机组由停机、空转、空载状态开机至与系统并列；6.4.2停机——运行中的机组由发电、空载、空转状态至停机；6.4.3空载——机组由停机、空转状态建压至额定电压或由发电状态解列带有额定电压；6.4.4空转——机组由停机状态开机转速升至额定转速或由发电、空载状态转为解列不带电压保持额定转速。1.3现地自动开机并网的操作（以9G为例）：1.3.1检查开机准备指示灯亮。1.3.2将“远方／现地”切换把手SW1切至“现地”位置。1.3.3检查同期选择开关SW5在“自动准同期”位置。1.3.4在触摸屏上进行用户登录；1.3.5在“控制”画面触摸发电机图符；1.3.6点击“发电”命令选项；1.3.7按“确认”键；1.3.8检查无误后再次确认；1.3.9监视触摸屏显示开机流程执行情况；1.3.10机组自动并网后根据需要调整有功和无功。1.4现地自动停机的操作：（以9G为例）6.6.1将“远方／现地”切换把手在“现地”位置；6.6.2在触摸屏上进行用户登录；6.6.3在触摸屏上调出“控制”画面；6.6.4在“控制”画面触摸发电机图符；6.6.5点击“停机”命令选项；6.6.6按“确认”键；6.6.7检查无误后再次确认；258 6.6.8监视自动减有功、无功到零；6.6.9监视机组出口开关跳闸；6.6.10监视触摸屏显示停机流程执行情况。1.1现地自动开机手准并网的操作（以9G为例）：1.1.1检查开机准备指示灯亮。1.1.2将“远方／现地”切换把手切至“现地”位置。1.1.3在触摸屏“开机”流程画面中发开机令。1.1.4按“执行”按钮。1.1.5监视触摸屏显示开机流程执行情况。1.1.6调整机组频率、电压升至额定。1.1.7将同期选择开关切至“手动准同期”位置。1.1.8待满足同期条件时合上机组出口断路器。1.1.9将同期选择开关切至“退出”位置。1.1.10根据需要调整有功和无功。1.2开关站LCU断路器自动准同期并列合闸操作（以220KV灯泡贯流变线路为例）：1.2.1将LCU2#柜内“现地/远方”切换开关切至“现地”位置；1.2.2检查LCU2#柜内同期方式选择开关在“自准”位置；1.2.3将灯泡贯流变线路断路器同期点选择开关切至“投入位置”；1.2.4必要时调整机组电压和频率与系统相同；1.2.5监视自动准同期装置显示及断路器合闸情况；1.2.6将“现地/远方”切换开关切至“远方”位置。1.3开关站LCU柜断路器无压手动合闸操作（以220KV灯泡贯流变线路为例）：1.3.1将LCU1#柜内“现地/远方”切换开关切至“现地”位置；1.3.2将LCU2#柜内同期方式选择开关切至“无压”位置；1.3.3将220KV灯泡贯流变线路断路器同期点选择开关切至“投入位置”；1.3.4满足联锁条件时合上220KV灯泡贯流变线路断路器；1.3.5将LCU1#柜内“现地/远方”切换开关切至“远方”位置；1.3.6LCU2#柜内同期方式选择开关切至“自准”位置。258 1.1开关站LCU柜断路器的手动跳闸操作（以220KV灯泡贯流变线路为例）：1.1.1将“现地/远方”切换开关切至“现地”位置；1.1.2投入灯泡贯流变线路断路器的同期点选择开关；1.1.3将同期方式选择开关切至“手准”位置；1.1.4断开220KV灯泡贯流变线路断路器；1.1.5将LCU1#柜内“现地/远方”切换开关切至“远方”位置。2AGC运行操作水电厂自动发电控制（AGC）是按照预定的条件和要求，以迅速、经济的方式自动控制水电厂有功功率来满足系统需要的技术，它是在水轮发电机组自动控制的基础上，实现全厂自动化的一种方式。根据上游来水量或电力系统的要求，考虑电厂及机组的运行限制条件，在保证电厂安全运行的前提下，以经济运行为原则，确定机组运行台数、运行机组的组合和机组间的负荷分配，以及机组的起停控制。AGC电厂（机组）的运行状态，包括三种控制方式，即调度自动控制方式、电厂自动控制方式和电厂人工控制方式。2.1AGC运行规定2.1.1正常情况下，机组控制方式在非调度自动控制方式时，电厂运行值班员可根据电厂运行情况和发电出力的需要汇报生安部，由生安部下令选择电厂自动控制方式或电厂人工控制方式。2.1.2正常情况下，采用全厂集中控制的AGC电厂在调度自动控制方式下运行时，机组开机稳定后应参与AGC控制，机组停机前可以自行退出AGC控制。2.1.3机组控制方式为调度自动控制方式时，电厂运行人员可以在保证AGC电厂（机组）调节性能的条件下，选择合理的机组出力分配策略，但是不得人为干预AGC电厂（机组）的出力。2.1.4除电厂AGC发生自动闭锁或紧急情况外，电厂值班员应按值班调度员指令投入或退出AGC电厂（机组）的调度自动控制方式。2.1.5中调进行远方自动开停机操作时，电厂应做好全部控制流程自动记录并核实警示信息，机组自动开停的顺序由电厂决定。2.1.6中调远方操作退出AGC电厂（机组）的调度自动控制方式时，必须事先联系电厂运行值班人员接管。258 1.1.1将机组控制方式操作到调度自动控制方式时，应同时具备下列条件：1.1.1.1机组没有异常情况，并网后正常稳定运行。1.1.1.2电网及电厂运行方式适合调度自动控制。1.1.1.3当地显示的遥调指令值与当前实际出力在允许偏差范围内。1.1.1.4接到值班调度员下达的投入调度自动控制方式的命令或遥控指令。1.1.2将机组控制方式由调度自动控制方式操作为退出时，应具备下列条件之一:1.1.2.1电厂内相关设备存在异常情况。1.1.2.2调度自动控制方式下的相应机组需要全停。1.1.2.3接到值班调度员下达的退出调度自动控制方式命令或遥控指令。1.1.3应做好AGC有关设备的运行检查和巡视工作，定期分析AGC系统运行情况，统计AGC退出和暂停的次数和原因，及时发现和处理AGC缺陷。1.1.4电厂AGC发生异常退出后，电厂应立即组织相关人员检查处理，并在2个工作日内将AGC异常分析报告上报直接调度机构。1.2自动发电控制（AGC）的操作1.2.1功率控制方式：1.2.1.1远方方式：“定值方式”即按网调设置负荷控制全厂总有功。1.2.1.2当地方式：“定值方式”和“曲线方式”。1.2.2AGC功能切换：1.2.2.1远方/现地：当控制方式为“远方控制”时，接受中调的调度；当控制方式为“当地方式”时，接受运行人员的全厂设负荷控制；1.2.2.2定值/曲线：当控制方式为“曲线方式”时，给定负荷按设定曲线的当前时段值进行负荷分配和调整。“定值方式”时，按设定负荷值分配给参加AGC控制的机组。只有在系统处于正常频率段时，才可以给定全厂负荷值，当系统频率越过正常调频上/下限时，给定全厂负荷或负荷曲线方式无效。1.2.3控制方式：AGC的控制工作方式可由运行人员在AGC控制画面进行选择操作。1.2.3.1全厂AGC投入/退出：先投入单机AGC功能，单机状态确认正常后，再投入全厂AGC功能。退出AGC功能时，先退全厂AGC功能，再退单机AGC功能。无机组参加AGC时全厂AGC自动退出。258 1.1.1.1远方/现地：工作方式为“远方”时，全厂AGC负荷设定定值来源于中调，不受运行人员的控制；工作方式为“当地”时，运行人员可干预AGC的所有功能；1.1.1.2调节开环/闭环：“开环方式”下，AGC程序仅给出参加AGC控制的机组负荷分配指导，不作为机组的设定值控制，此时机组的负荷仍由值班员根据实际进行控制操作。“闭环方式”下，AGC程序给出参加AGC控制的机组有功设定值，并通过LCU的“有功PID调节”作用至机组执行。此时机组的有功值根据AGC的设定值调节；1.1.1.3当AGC设定为“定值”方式时，全厂有功负荷由中调或运行人员根据实际情况直接给定；“曲线”方式时，将当地运行人员设定的负荷曲线值作为全厂有功负荷的调节依据。1.2AGC运行操作方法1.2.1机组投入全厂AGC控制的操作：由于全厂AGC控制功率的实现是通过给定各台机组有功PID设值来实现的，因此必须先从AGC主画面上投入需参加全厂AGC控制的机组的“AGC调节”，然后设定全厂总有功定值或负荷曲线，接着“投入全厂AGC”，待观看AGC对机组负荷分配指导正确后，再投入“闭环调节”对参加AGC控制的机组进行负荷分配和调整（说明：在“远方”方式控制全厂有功负荷时，先观看网调设定总有值显示正确后，再投入“全厂AGC”和“闭环调节”对参加AGC控制的机组进行负荷分配和调整）。1.2.2当在全厂AGC投入运行时，系统发生事故和异常或突然甩负荷，当频率超过“紧急频率控制”的限值，全厂AGC功能自动退出。负荷由电厂值班人员根据情况进行紧急处置。1.2.3AGC按“定值”方式设定全厂总有功的方法按“定值”方式设定全厂有功负荷时，必须按“不参加AGC运行机组的实发总有功≤有功设定值≤不参加AGC运行机组的实发总有功+参加AGC运行机组的有功上限之和”258 。只有这样设定值才得到经济分配，否则会有一部分有功设定值得不到实现。有功设定值，是全厂有功设定值，该值减去不参加AGC运行机组的实发总有功，所得差值对参加AGC的机组进行有功分配。如：假设全厂6台机组都处于发电状态，机组负荷和AGC投入情况如下：1#机带有功6WM，AGC投入2#机带有功7WM，AGC退出3#机带有功2WM，AGC投入4#机带有功8WM，AGC退出5#机带有功10WM，AGC退出6#机带有功3WM，AGC投入综上可知：不参加AGC运行机组的实发总有功为25WM，参加AGC运行机组实发总有功为11WM，参加AGC运行机组的有功上限之和为30.6WM。若设定全厂有功值为60WM，则全厂AGC需控制的有功为60WM-25WM=35WM；而参加AGC运行机组的有功余度为30.6WM-11WM=19.6WM。由此设定未能分配给机组执行的有功功率为35WM-19.6WM=15.4WM。故达不到有功功率定值的设置初衷。反之若有功功率定值的设置小于不参加AGC运行机组的实发总有功,则AGC功率控制无法达到定值设置要求。1.1.1AGC按“曲线”方式设定全厂总有功的方法按“曲线”方式设定全厂有功负荷时，是以5分钟为单位进行设置的。在AGC画面上有一个曲线设置命令按钮，可按照提示完成设值。2AVC运行操作电厂AVC自动电压控制是电网AVC系统的子系统，通过与调度端的通信联系，接受调度命令，实现自动调压功能。它既能配合电网的无功优化控制，实现电网无功优化，又能实现电厂的独立控制，改善母线电压水平。2.1AVC运行规定2.1.1机组在AVC可选择方式有：单控模式：此方式下操作员可修改单机设定值。联控模式：此方式下机组设定值由AVC下发。检修模式：此方式下AGC、AVC不计算该机组的实发值。2.1.2机组允许无功联控条件：机组与RBAPWS1、RBAPWS2通讯正常；机组不在检修模式；258 机组与主母线相关；机组在电站调节模式，且机组在并网状态。1.1.1AVC总无功设定值来源：操作员设定：在站控方式下，当AVC投入，且至少有一台机组加入AVC，AVC未投全电压控制，未投电压调度曲线模式，操作员设定值就是AVC总无功的数据来源。电压模式下的计算值：当AVC投入全电压控制模式时，总无功设定值就完全由AVC联控程序中的电压控制模块根据母线电压的变化给定。电压控制模块根据母线电压的变化，在当前实发总无功的基础上增减无功设定值，达到使电压稳定在设定值附近的目的。电压曲线方式：当AVC在全电压控制模式下投入电压调度曲线方式时，调度曲线调节程序会把当前时刻的电压设定值发送给AVC联控程序。1.1.2AVC控制模式无功设定值控制模式：在站控模式下，当AVC投入，且至少有一台机组加入AVC，AVC未投全电压控制，未投电压调度曲线模式，AVC处于无功设定值控制模式。电压补偿模式：电压调节模块通过改变实发无功来使母线电压接近设定值。在这一模式下，操作员输入的无功设定值占主导地位，决定了全厂所发的总无功。电压调节模块只能在一定的范围内（当前设定为±200MVar）调节无功来保持电压。全电压控制模式：电压调节模块通过改变实发无功来使母线电压接近设定值。在这一模式下，操作员不能改变无功设定值，无功调节将完全根据母线电压的变化进行。无功设定值变化量的计算公式为：无功设定值变化量＝[(电压设定值－实际电压)/电压设定值]×调压系数×系数调节因子×总有功实发值其中调压系数＝5（可修改）；系数调节因子初始值为1.0，它在0.2至1.5之间变动，当电压在设定值上下反复波动时系数调节因子减小，当电压偏移量加大时系数调节因子增大。1.1.3AVC无功负荷分配原则补偿单控机组的无功变化：当单控机组无功变化达到一定死区（当前为258 40Mvar）时，AVC自动把变化的无功分配到参加AVC的机组，保持全厂总无功不变。等功率因素法；考虑机组无功限制（过励/欠励限制）；小幅度无功变化时，仅调整单台机组。当前无功实际分配方式。根据机组序号进行分步调节（当前步长为25Mvar），增无功时按照机组序号的增序选择机组，减无功时按照按照机组序号的降序选择机组。1.1自动电压控制（AVC）的操作1.1.1AVC下发模式开环模式：在开环模式下，AVC只进行负荷分配计算，不自动把分配值下发给机组。只有在操作员在机组联控画面中点击“设定值确认”按钮后，AVC分配值才会下发给机组。闭环模式：在闭环模式下，AVC自动把计算的分配值下发给机组LCU。1.1.2AVC联控自动退出条件电压测值故障，包含下列故障：电压越上限或下限；与上位机通讯故障。1.1.3单机自动退AVC条件全厂AVC联控退出。机组无功调节失败（40秒不能调到40MVar以内）。机组允许无功联控条件不满足。1.2AVC运行操作1.2.1AVC投运步骤（以合母方式为例）AVC无功设定值模式投运步骤：1、设定AVC开环状态；2、检查设定值最小值限值必须低于当前实发值，设定值最大值限值必须大于当前实发值；3、选择全厂AVC投入，此时，AVC无功设定值会自动跟踪实发值；4、根据需要选择参加AVC的机组，选择完毕检查各机组AVC无功分配值是否正确；5、设定AVC闭环状态。258 1.1.1AVC电压控制模式投运步骤：1、设定AVC开环状态；2、检查设定值最小值限值必须低于当前实发值，设定值最大值限值必须大于当前实发值；3、选择全厂AVC投入，此时，AVC无功设定值会自动跟踪实发值；4、投入AVC全电压控制模式；5、根据需要选择参加AVC的机组，选择完毕检查各机组AVC无功分配值是否正确；6、设定AVC闭环状态。1.2AVC参数说明1.2.1无功死区，当前值为40MVar：在AVC全电压控制模式下，当两次无功设定值之差>无功死区时，AVC接受新设定值并进行无功负荷分配。当单控机组实发无功变化>无功死区时，AVC重新进行负荷分配计算，补偿无功变化。当总无功设定值与实发值差值>无功死区×4，报“电厂无功控制失败”。1.2.2电压死区，当前值为1KV：在全电压控制模式下，当电压偏移>电压死区时，电压调节模块重新进行总无功设定值计算。在电压补偿和全电压控制模式下，当电压偏移>电压死区×4时，报“电压控制失败”。1.2.3电压补偿死区，当前值为1KV：在电压补偿模模式下，当电压偏移>电压死区时，电压调节模块重新进行总无功设定值计算。1.2.4无功最大变幅，当前值为200Mvar：在AVC无功设定值模式下，如果两次无功设定值之差>无功最大变幅，则设定值被限制在最大变幅。1.2.5电压最大变幅，当前值为3KV：在AVC电压控制模式下，如果两次电压设定值之差>258 电压最大变幅，则设定值被限制在最大变幅。1监控系统故障及事故处理1.1当上位机主机出现故障，不能自动切换到辅机时，应立即通知检修人员手动切换。1.2如发现LCU联机画块由红色变为黑色，应立即联机，若不能正常联机，将LCU打至“当地”态，并通知检修人员。1.3如发现打印机控制在线画块由红色变为黑色，应立即投上打印机，若打印机投不上，应通知检修人员。1.4在现地控制单元中，若发现“模件故障”、“辅助电源故障”灯亮，应在上位机自检记录中查明原因，并通知检修人员处理。1.5机组监控上位机常见故障及处理：故障现象故障原因处理方法画面显示状态与实时状态不符合或不刷新鼠标指向该点，调出参数表，或调出数据库一览表，查看该点是否被禁止扫查鼠标指向该点，在一般设备控制菜单中，按扫查“使能”钮，报警“使能”钮，使该点变为扫查允许，报警允许显示数字带红色背景表示该数字为手动设置数据报警允许，扫查允许后可清除红色背景命令不能发出，显示本用户无权操作特权不够用能被赋予没特权或注册有权限的用户命令不能发出，显示本站非主控站非控制站将本站切为控制站命令不能发出，显示操作条件不满足控制条件不具备检查控制条件，使其具备操作条件操作条件已具备，仍显示条件不具备，命令不能发出。条件库内容与实际条件不符合通知检修人员，修改条件库258 事故发生，而事故追忆未启动查看事故点的点参数表，该点可能不是追忆点通知检修人员，将该点建为触发追忆点按“事故追忆设置”钮后，未弹出事故追忆设置窗口。该屏幕非主屏在另一屏幕做此操作模拟量中，数据后面带有红色“F”图标表示数据质量故障通知检修人员召唤打印后，打印机不打印该机非主控在主控机打印或将本机切为主控1.1网络不畅通的可能原因及处理方法：问题可能原因处理方法网络连接故障1、双绞线没连接重新连接双绞线2、电缆线连接松动检查全网上所有连接点及堵头是否连接正确；连接有网络线的接口，其接口状态指示灯应亮。3、网络设备故障及通道故障检查网络内的交换机、协议转换器上的各指示灯是否正确，必要时进行复位检查。不能从网络引导1、本地网有问题2、网上接口有缺陷大部分原因是计算机或网络引起数据传输有问题1、网络配置不合理正确配置网络，使其满足以太网传输的要求。2、网络负荷过重减轻网络负荷，比如减少不必要的网络传输和远程相互注册，以及加大LCU采集送数死区。1.1.1检查网络内相应端口的网络正常指示灯是否闪烁，若不是则表示网络不畅通；258 1.1.1网络不通，应及时通知有关人员处理。1.2开机、停机不成功的处理：1.2.1检查开、停机条件是否满足，检查现场设备情况是否正常；1.2.2若条件满足且设备无异常，通知有关人员查明是否开、停机令丢失及原因；1.2.3检查开、停机继电器是否动作。1.3打印机不能打印时的处理：1.3.1应查明打印机电源是否投入；1.3.2应查明打印机网络电缆是否松动；1.3.3应查明打印机面板设置是否正确。1.4键盘常见故障及处理方法：问题可能原因处理方法键盘失效1、键盘电缆线松动，键盘没接到正确的接口检查键盘电缆线，必要时退出系统，关闭主机，重连2、键盘故障更换键盘3、NumLock键未被激活，NumLock灯不亮按NumLock键，释放数字锁定。1.5鼠标常见故障及处理方法：问题可能原因处理方法鼠标指针在屏幕上不出现，或显示器不响应鼠标命令1、鼠标电缆线松动，鼠标没接到正确的接口检查鼠标电缆线，必要时退出系统，关闭主机，重连2、鼠标球变脏清洗鼠标3、鼠标故障更换鼠标1.6屏幕显示常见故障及处理方法：问题可能原因处理方法显示屏幕上没有任何显示1、显示电源没有打开检查显示器电源开关是否打开，电源线连接是否正确2、电源插座可能松动重插电源插座，必要时换一个插座。3、对比度、明亮度太低调整对比度和明亮度258 4、显示顺信号电缆没接检查显示器信号电缆连接是否正确，若连接正确还有问题，可能显示器故障。5、系统主板或图形板故障排除上述原因，通知有关人员。显示内容歪斜连接不好确认显示器信号电缆线与连接口相连1.1主机系统常见故障及处理方法：问题可能的原因处理方法主机电源指示灯不亮，且电源风扇不转1、主机电源线没接上或插座松动检查主机电源线是否连接正确，必要时更换插座2、电源开关跳开查明原因，必要时换开关主机电源指示灯不亮，但电源风扇会转主机电源板故障通知检修处理系统不引导1、硬盘上没装操作系统软件安装系统软件2、与系统引导相关的环境变量设置不准确正确设置与系统引导相关的环境变量3、硬盘格式化不正确或所需分区表不存在重新格式化硬盘或利用提供的软件正确划分硬盘分区表4、分区表上不存在所需的软件在分区上安装所需的软件5、系统文件被破坏重新导入系统文件，重新启动1.2上位机死机1.2.1现象：主用操作员站显示屏时钟及数据不刷新1.2.2处理：258 1.1.1.1立即通知维护处理；1.1.1.2加强对运行机组下位机的监视。1.2上、下位机脱机1.2.1现象：上位机主画面显示“离线”，监控系统报“通讯故障”1.2.2处理：1.2.2.1立即通知维护人员处理；1.2.2.2加强对运行机组下位机的监视。1.3下位机死机1.3.1现象：上位机报“LCU通信中断”报警，相应机组数据不刷新；1.3.2处理：1.3.2.1机组调速器切“手动”运行；1.3.2.2将该机组负荷转移至其他机组，必要时联系调度开机转移负荷；1.3.2.3配合负荷转移手动将该机组负荷降至空载，同时配合减励磁；保持机组空载运行，立即通知维护人员处理。1.4当电厂发生下列情况之一时，电厂运行值班员可不经中调许可，自行退出调度自动控制方式，并做好操作记录，事后应立即向值班调度员汇报：1.4.1电厂与电网解列；1.4.2开关或设备跳闸使运行方式不适于调度自动控制；1.4.3机组出力不合理或机组运行状态异常；1.4.4电厂的AGC安全功能失效；1.4.5现场接收到的遥调指令异常或对遥调指令的响应连续不响应次数超过定值；1.4.6电厂监控系统异常或相关远动设备故障；1.4.7现场发生其它紧急情况。1.5数据和画面不能实时刷新时的处理：1.5.1应查明监控LCU是否处于脱机（“离线”）状态，是否“故障”或假“在线”；1.5.2应查明工控机是否出现“死机”或“数据进程”是否退出；1.5.3258 检查交换机对应接口指示灯是否正常，查明网络连线是否松动或脱落，造成网络不畅通；1.1随机报警信号无记录或模拟量不会刷新的处理：1.1.1先“退出在线系统”一次，再重新“启动”一次，检查能否恢复。1.1.2通知检修人员处理。1.2有无功负荷不能调节处理：1.2.1查明相应的LCU是否“离线”、假“在线”或“故障”；可重新启动监控系统。1.2.2查明是下列情况之一，则须进行LCU启动监控系统：1.2.2.1工控机或PLC掉电后重新上电运行，会自动运行监控系统；1.2.2.2工控机RESET重新启动，会自动运行监控系统；1.2.2.3当LCU屏的PLC长时间断电（超过5分钟）后又重新加电，则必须重启监控系统；1.2.2.4数据库重新生成过。1.2.3查明是否调速器或励磁调节器本身原因造成，必要时通知检修处理；1.2.4查明是否鼠标或键盘不好引起。258 第九册水轮机运行规程Q/*****-JS-YX09-20171主题内容及适用范围1.1本规程规定了灯泡贯流水利枢纽水轮机及其附属设备的运行方式、巡视检查、运行操作、维护以及事故处理的程序与要求；1.2本规程适用于灯泡贯流水利枢纽1GS—6GS机组；1.3灯泡贯流电厂运行人员应全面熟悉和掌握本规程，灯泡贯流电厂维护检修人员、技术管理人员应了解本规程。2引用标准2.1原电力部颁发的《电力工业技术管理法规》2.2厂家提供的有关图纸资料2.3江西省水利规划设计院设计图纸资料3设备技术规范3.1水轮机主要技术参数：名称参数水轮机编号1、2、5、6、93、4、7、8型号GZ4B068-WP-780GZ(982)-WP-770最大水头14.39m14.39m设计水头8.6m8.6m最小水头3.0m4.0m设计流量528.5m3/s528m3/s转轮直径7.8m7.7m额定功率41MW41MW额定转速71.4r/min71.4r/min飞逸转速(非协联状态)250r/min210r/min安装高程22.8m22.8m效率保证值92.32%92.51%258 制造厂家天阿东方3.2转速限额名称定值(%ne)转速(r/min)额定转速100%71.4机械制动投入20%14.28机组机械过速停机160%（天阿）114.24（天阿）170%（东电）121.38（东电）机组电气过速停机155%（天阿）110.67（天阿）165%（东电）117.81（东电）励磁投入95%67.83同期投入98%69.97停机复位转速5%3.573.3温度限额名称故障报警温度（℃）事故停机温度（℃）推力轴承瓦温65（天阿）70（天阿）65（东电）70（东电）发导轴承瓦温60（天阿）65（天阿）65（东电）70（东电）水导轴承瓦温60（天阿）65（天阿）65（东电）70（东电）3.4SAFR-2000型微机水轮机调速器主要技术参数项目参数转速死区ix≤0.03%静态特性曲线线性度误差ε近似直线随动系统不准确度ia<3.0%自动空载三分钟转速摆动相对值≤±0.15%接力器不动时间Tq<0.2s258 平均故障间隔时间≮38921.8584h比例系数Kp0.5～20积分系数KI0～20(1/S)微分系数KD0～20（S）永态转差系数bp0～10%频率人工死区△f0～1.0%频率给定范围fG45～55HZ功率给定范围PG0～120%厂家生产南京南瑞集团公司3.5机组压力油系统技术参数项目单位东电机组调速器调速器型号SAFR-2000调节规律并联PID主配压阀直径mm导叶：150桨叶：100油压装置型号YZ-16-6.3压油罐容积m316油压装置回油箱容积m316油泵型号VKF440-46-6.3油泵输油量L/s13油泵电动机型号Y315S-2油泵功率kW110油泵台数台3回油箱冷却水量m3/h1.2系统最高油压MPa6.3258 油压正常工作油压MPa6.0～6.3工作泵启动油压MPa6.0备用泵启动油压MPa5.8事故泵启动油压MPa5.6最小操作油压MPa5.1事故停机油压MPa5.31基本技术要求1.1一般规定1.1.1当水头低于3.0m（天阿），4.0m(东方)或大于14.39m时，机组停止运行；1.1.2机组的开、停机操作必须经当班值长许可。机组开机一般以上位机自动开机为主，纯机械手动开机仅在试验时进行，且必须经灯泡贯流发电公司主管生产领导同意；4.1.3运行机组或备用机组水机保护的投退或定值变更，须经灯泡贯流发电公司主管生产领导同意后方可调整并备案。4.1.4机组一般注意事项4.1.4.1机组正常运行中，各辅机控制方式均应置“自动”位置，调速器应在“自动”位置运行，开度限制应放在允许最大出力位置；4.1.4.2机组带满负荷或在高温季节运行时，应加强对运行设备的监视和调整,严格监视各部温度不超过允许值；4.1.4.3在机组负荷变动不大的情况下，如轴承油温和轴瓦温度升高异常时，应加强对机组各轴承温度的检查，尽快查明原因并及时消除；4.1.4.4冬天应检查备用机组定子加热器、轴承高/低位油箱加热器投退是否正常，且定值正确，4.1.4.5备用机组与运行机组同样对待，应随时具备启动条件；4.1.4.6机组退出备用必须征得上级有关调度部门的批准；4.1.4.7机组退出备用进行消缺或检修时，必须办理工作票，并做好安全措施；4.1.4.8机组备用时间不得超过72小时，达到72小时应及时申请轮换机组运行或开机空载去潮；4.1.4258 .9机组备用时间超过72小时开机前应通知维护人员测量组合轴承、水导轴承高压油顶起高度以及测量定转子绝缘，合格后方可开机。4.1.4.10检修工作结束，机组恢复备用前，必须作好下列工作4现场的工器具全部搬出，人员撤离，现场清洁无杂物；5检修质量符合《检修规程》及其他有关规定的要求；机组各辅助设备、自动化元件均经单项试验合格；6进水口闸门及尾水闸门已全部提起；7油、水、气系统必须分别做通油、通水、通气试验及耐压试验，操作油管应排尽空气；4.1.4.11机组不作调相运行；4.1.5调速器的一般注意事项4.1.5.1正常情况下，调速器应在“自动”运行方式；4.1.5.2SAFR-2000型微机水轮机调速器的操作有自动、电手动两种方式；4.1.5.3调速器检修后，必须做静态和动态模拟试验，试验合格后方可投入运行；4.1.5.4调速器进行操作试验时，必须检查导叶机构转动部分无人作业及无异物，相应的工作票全部收回。4.1.5.5带压开启压油装置母管排油**阀时，应先开启**阀，再开启**阀后截止阀**阀；关闭时先关**阀，再关**阀。4.1.5.6当进行人工水头设定时，要求调整的速度不宜过快，同时调整的范围也不宜过大，调整范围不超过0.5米，且每次断电后，再上电时必须重新设置水头。开机前应将调速器的水头设置为当前实际水头，开机后如机组工况较差可适当调整调速器的水头直至机组工况稳定。4.1.5.7开机前调速器电气开限按为当前水头额定负荷（40MW）对应的导叶开度加5%开度设定，若当前水头不能满足机组带至额定负荷（40MW）时，调速器电气开限设定为95%。4.1.5.8机组在停机工况时，电气开度限制处于全关的位置上；机组在开机过程中电气开度限制位于比当前水头下的空载开度高10％的位置，开机完成后电气开限位于比当前水头下空载开度高10%的位置；在机组并网后，电气开度限制自动打开到当前水头下最大的允许导叶开度的位置；当机组甩负荷时,电气开度限制在机组出口开关跳闸后由发电时的限制值压到空载时的限制值。258 4.1.5.9当导叶实际开度与电气开度限制的位置相等时，即使此时操作增加把手，导叶开度将不再增大。4.1.5.10禁止任何人员未经许可对调速器参数进行修改。4.1.6调速器在机组各个运行工况下的动作过程：(1)机组启动过程：远方或现地发出开机命令后，发出机组启动命令，首先由水机自动化回路按运行规程的要求完成一系列的开机准备操作，在机组具备开启导叶的条件后，再由水机自动化回路向装置发出机组启动命令，装置接收到开机命令后将延时2秒钟以确认开机命令的真实性；然后，装置将根据当前的运行水头，首先将导叶开启至启动开度，而桨叶则由启动开度逐渐关闭至全关位置，待机组转速达到额定转速的90％，导叶开度逐渐减少至空载开度，并按预先设定的频差自动跟踪系统频率，等待同期并网；机组启动开度比其相应的空载开度大10％，电气开度限制则位于起动开度的位置上；(2)机组同期并网后：装置将自动将电气开度限制置于当前水头下的导叶最大允许开度位置上，并按设定的调差系数(bp)进行调差发电运行，而桨叶则按输入水头以协联关系随动导叶；为保证平稳地调整机组出力，导叶开度增减的速度不宜过快；可以操作电气开度限制使机组限负荷运行；若机组甩负荷，装置以出口开关中间接点断开为依据，迅速将导叶开度关闭至空载开度以下，以防止机组过速；若机组转速下降过快，而桨叶仍处于较大的开度，为防止机组低速运行，导叶将提前开启，以防止机组的空载低速运行；(3)机组停机过程：远方或现地发出机组停机命令，装置收到停机命令后延时2秒钟以确认停机命令的真实性；若机组原先处于发电远行工况，则装置将自动地将导叶开度逐渐减小至空载开度，等待机组出口开关跳闸，出口开关跳闸后继续减小导叶开度至全关，当导叶全关后，桨叶将开启至起动开度，电气开度限制也置于全关的位置上。4.1.7机组停机后，装置上的导叶平衡表始终有关机信号；在机组空载运行时，停机命令的优先级高于开机命令，只要有停机命令就执行停机操作。4.1.8机组停机的过程中，若装置A、B258 两套系统均投入运行，则当运行系统出现故障时，首先切换至备用系统运行，若备用系统亦出现同类故障，则区别故障性质，一般性故障则装置将按容错控制方式继续运行；此时，可以继续按规定操作机组，其运行工况也可以改变；当两套系统都出现严重性故障则切换至“手动”运行。4.1.9并网后桨叶以手动方式运行时，协联关系可能被破坏，恢复自动后，其开度可能有变化；并网前对桨叶手动开关操作后恢复自动前应将桨叶手动调整至启动开度。4.1.10进行双机切换的几种情况:(1)双机均在调试状态，以主机方式选择键所选择的主机为主机；(2)一机运行，一机调试，以运行的一机为主机；(3)双机都在运行，且都没有故障，以主从方式选择键所选择的主机为主机键按下：B机为主机，弹出：A为主机；(4)双机都在运行，一机有故障，另一机无故障，以无故障的一机为主机。4.1.11三台油泵设置一台工作油泵和一台备用油泵，一台事故油泵，并定期相互切换；工作油泵的工作方式采用间断制，当压油槽油压下降到6.0Mpa时，工作油泵启动打油，直到压油槽油压上升到额定工作油压6.3Mpa停止；当工作油泵启动后，油压继续下降到5.8Mpa，则启动备用油泵，当油压继续下降至5.6Mpa,事故油泵启动。4.1.12油压装置检修后压油槽建压或手动调整油位时可开启常闭旁通阀进行手动补气。4.1.13漏油装置配置两台漏油泵，一台工作，一台备用；由漏油箱油位开关控制油泵自动投入、备泵投入、油泵停止。4.1.14进入导叶与桨叶主控制油路的液压油，经双油滤过器过滤；手动操作滤油器切换阀，使其左位或右位接入回路，可相应地使滤油器左边或右边滤油器投入运行，而退出另一组滤油器，以便运行中清洗任一组滤油器。4.1.15导叶锁锭装置控制油源取自调速器控制油路，当机组停机导叶全关后，锁锭电磁阀瞬时通电，其左位接入回路，使导叶锁锭右腔接通压力油，左腔接通排油，导叶锁锭投入；开机时，锁锭电磁阀瞬时通电，其右位接入回路，使导叶锁锭左腔接通压力油，右腔接通排油，导叶锁锭退出。4.1.16258 机组正常运行时分段关闭在其控制电磁阀和压力油的作用下，保持分段关闭阀处于正常通油状态，不影响机组开机和运行调节；机组停机时，当导叶开度关至分段关闭动作拐点时，分段关闭控制电磁阀通电，在压力油的作用下将分段关闭投入，减小接力器开腔的排油速度，以延长机组导叶的关闭时间。4.1.17无论调速器处于自动还是手动，当接到“紧急停机”信号时，紧急停机电磁直接作用于机械随动系统，关闭导叶使机组停机。4.1.24每周五对机组调速系统总控制油滤过器、调速器油滤过器进行定期切换工作。a)运行操作5.1水轮机大修应做好下列安全措施：5.1.1发电机出口刀闸拉开；5.1.2制动风闸手动投入；5.1.3紧急停机阀投入；5.1.4导叶液压锁锭投入；5.1.5落下机组进水口检修闸门；5.1.6落下机组尾水闸门；5.1.7开启进水流道、尾水流道排水阀，排尽上下游流道积水；5.1.8机组检修密封排压；5.1.10调速油系统消压；5.1.11关闭轴承润滑油冷却器进油阀及出油阀；5.1.12除漏油泵外机组辅机全部切除并断开动力电源；5.1.13关闭主轴密封供水阀。5.2手动开机操作5.2.1检查发电机出口开关在断开位置；5.2.2检查发电机出口接地刀闸在断开位置；5.2.3检查水机保护压板正确投入；5.2.4检查机组机械过速装置已复位；5.2.5检查机组压油装置，中、低压气系统，排水系统处于正常运行状态；5.2.6手动启动机组轴承润滑油泵、高顶油泵，手动开启轴承润滑供油电动阀；5.2.7复归检修密封电磁阀，启动轴承油冷却器冷却水泵、启动空气冷却器冷却水泵；258 手动开启主轴密封水电动阀；5.2.8手动启动机组冷却风机；5.2.9退出机组加热器、除湿机；5.2.10检查各部轴承、回油流量正常；5.2.11检查空冷、油冷、主轴密封流量正常；5.2.12退出发电机制动风闸，退出接力器锁锭；5.2.13复归紧急停机电磁阀；5.2.14将调速器切至“电手动”；5.2.15手动缓慢开启导叶，观察机组转速上升至额定转速。a)流道消压操作5.3.1检查机组导叶已全关,导叶液压锁锭已投入；5.3.2检查调速器紧急停机阀已投入；5.3.3检查制动风闸已投入；5.3.4检查进、尾水闸门已落至全关；5.3.5检查检修、渗漏排水系统工作正常；5.3.6开启进水流道排水阀280阀、尾水流道排水阀281阀；5.3.7启动检修排水泵抽水；5.3.8监视检修排水泵抽水情况；5.3.9检查流道各测压表已指示为零；5.3.10检修排水泵抽空后停止检修排水泵。5.4流道充水操作5.4.1检查水轮机轮毂已充油；5.4.2检查发电机冷却套已充水；5.4.3检查发电机灯泡头人孔门、尾水管人孔门确已封闭严密；5.4.4检查调速器系统已恢复正常运行，导叶在全关位置，导叶液压锁锭投入，紧急停机阀在投入位置；5.4.5检查机组检修密封已投入，气压正常；5.4.6检查紧急停机阀已投入；5.4.7检查制动风闸已投入；258 5.4.8检查厂房检修、渗漏排水系统运行正常；5.4.9检查其他机组流道排水阀280阀、281阀在关；5.4.10打开进水流道排水阀280阀；5.4.11打开尾水流道排水阀281阀；5.4.12打开一台非检修机组尾水流道排水阀281阀对检修后机组进行充水；5.4.13监视机组流道充水正常无渗漏；5.4.14检查尾水测压表计指示尾水流道已平压；5.4.15流道充满水后关闭非检修充水机组281阀、检修机组280、281阀；5.4.16通知维护人员提起尾水闸门；5.4.17通知维护人员提起进水闸门节间充水阀，检查进水流道充水正常，检查进水流道测压表计指示进水流道已平压，通知维护人员提起进水闸门。5.5SAFR-2000型微机水轮机调速器的操作5.5.1调速器电气柜上电操作5.5.1.1合上工控机电源开关，检查进入运行界面；5.5.1.2合上A、B两套系统的电源开关；5.5.1.3通信建立后，观察各个采样值及输出值是否正常；5.5.1.4检查调速器运行正常后，将调速器切于自动运行工况。5.5.2调速器电气柜A/B套系统断电操作5.5.2.1将调速器导叶、桨叶切手动控制；5.5.2.2断开A、B两套系统的电源开关；5.5.2.3断开工控机电源。5.5.3双机切换（以“A套”切至“B套”为例）5.5.3.1点击液晶显示信息窗进入信息窗界面；5.5.3.2检查信息窗界面“B”套参数正常；5.5.3.3点击液晶显示开关量窗进入开关量界面；5.5.3.4检查开关量界面“B”套开关量状态正常5.5.3.5点击液晶显示主控窗回到主控窗界面；5.5.3.6按主机方式选择键切换至B套；5.5.3.7检查主控窗显示“B主机”运行。258 5.5.4人工水头的设定5.5.4.1点击液晶显示设置窗；5.5.4.2输入用户名和密码；5.5.4.3再点击液晶显示设置窗进入设置窗界面；5.5.4.4在对应区域内输入要修改的水头值；5.5.4.5按下“参数下发”键；5.5.4.6检查“发送指示”显示下发成功；5.5.4.7点击液晶显示主控窗回到主控窗界面。5.5.5“人工水头”或“自动水头”水头的设定5.5.5.1点击液晶显示设置窗；5.5.5.2输入用户名和密码；5.5.5.3再点击液晶显示设置窗进入设置窗界面；5.5.5.4选择“人工水头”或“自动水头”；5.5.5.5点击液晶显示主控窗回到主控窗界面。5.5.6电气开度限制的设定5.5.6.1点击液晶显示设置窗；5.5.6.2输入用户名和密码；5.5.6.3再点击液晶显示设置窗进入设置窗界面；5.5.6.4在对应区域内输入要修改的电气开度限制值；5.5.6.5按下“参数下发”键；5.5.6.6检查“发送指示”显示下发成功；5.5.6.7点击液晶显示主控窗回到主控窗界面。5.5.7调速器上手动开机切换操作5.5.7.1将导叶“手/自动切换”把手切至“手动1”或“手动2”位置；5.5.7.2检查桨叶“手/自动切换”把手在“自动”位置；5.5.7.3操作导叶“增减”把手开启导叶；5.5.7.4检查桨叶已关至全关位置；5.5.7.5待机组并网后，将导叶“手/自动切换”把手切至“自动”位置。5.5.8调速器上手动停机切换操作258 5.5.8.1将导叶“手/自动切换”把手切至“手动1”或“手动2”位置；5.5.8.2检查桨叶“手/自动切换”把手在“自动”位置；5.5.8.3操作导叶“增减”把手关闭导叶；5.5.8.4检查桨叶已开启至启动开度；5.5.8.5将导叶“手/自动切换”把手切至“自动”位置。6正常巡视检查6.1灯泡头检查项目6.1.1受油器工作正常，无渗漏油；6.1.2轮叶指示正常，轮叶反馈钢丝绳不出槽；3.1.3齿盘测速装置各连接销钉正常无断裂现象（东电机组）；6.1.4灯泡头内各结合面等处无渗漏；6.1.5冷却风机运行正常，无异音；6.1.6空冷器进、出水压力正常；6.1.7灯泡头内环境温度正常；6.1.8灯泡头内无积水，各排水管路畅通；6.1.9灯泡头爬梯安装牢固，各分层盖板完好并在盖上位置；6.2灯泡体内巡视检查6.2.1水轮机运行稳定，无异常声音、气味和振动；6.2.2轴承供油管路阀门位置正确，供油压力、流量正常，各部无渗漏；6.2.3运行机组检修密封无气压、主轴密封漏水量正常；6.2.4灯泡体内无积水，排水管路畅通；6.2.7进入灯泡体爬梯安装牢固，各分层盖板完好并在盖上位置。6.3轮毂高位油箱的检查6.3.1轮毂高位油箱油位、油色正常；6.3.2轮毂油箱进油阀、轮毂补油阀、轮毂油箱溢油阀在开，检修排油阀在关；6.3.3各法兰、接头及阀门无渗漏；6.4轴承高位油箱的检查6.4.1轴承高位油箱油位、油色正常；6.4.2轴承高位油箱进、出油阀、油箱溢油阀在开，检修排油阀在关；258 6.4.3各法兰、接头及阀门无渗漏；6.5轴承油冷却器的检查6.5.1轴承油冷却器供水泵运行正常无反转现象，轴承油冷却器阀门位置正确，进水、出水压力正常，无漏油、漏水现象；6.5.2轴承油冷却水流量正常，油冷却器冷却效果良好。6.6机组其他检查6.6.1各管路阀门位置正确，流量计指示灯正常6.6.2各法兰、接头及阀门无渗漏；6.6.3主轴密封水滤过器压差正常，无堵塞；6.6.4循环水泵运行正常，出水压力、流量正常，无漏水现象6.6.5各水轮机端子箱内无异常气味和接线松动，空开位置正确；6.6.6接力器工作正常，无明显抽动和卡涩现象，无渗漏油现象；6.6.7导叶连杆与拐臂连接螺栓无松动，导叶安全连杆无卡阻、弹簧无断裂，剪断销信号装置接线正常；6.6.8转轮室声音及振动正常；6.6.9外配水环、转轮室的连接部份和伸缩节无漏水，声音、振动正常；6.6.10各压力表计、温度计、流量计指示正常；6.6.11导叶位移传感器反馈钢丝绳无异常；6.6.12轴承油回箱及漏油箱油位、油色、油温正常；6.6.13轴承油泵、漏油泵、高压油泵及其电动机运行正常，出口过滤器无污染；6.6.14轴承油回箱油混水装置正常；6.6.15各阀门位置正确，无漏油、漏水；6.6.16流道检修排水阀位置正确，无渗漏；6.6.17各测压管接头、人孔门、各结合面无渗漏。6.7机组检修后启动前的检查6.7.1机组检修后，第一次开机前应收回所有工作票，拆除所做的安全措施，清除妨碍机组启动及影响运行人员操作的障碍物；6.7.2所有表计及水机保护已按要求正常投入；6.7.3水系统经检修后充水耐压试验合格；258 6.7.4油系统充压后应无渗漏；6.7.5气系统无泄漏；6.7.6机组油、水、气系统阀门位置正确；6.7.7各油泵、水泵已调试完毕，其出口压力、流量正常；6.7.8主轴密封漏水量在正常范围，灯泡体内各密封面无渗漏；6.7.9外配水环、转轮室、伸缩节各密封面无渗漏；6.7.10检查水导油量、油色及压力正常；6.7.11设备各部位照明充足。6.8机组过速停机后的检查6.8.1检查机组是否有蠕动，导叶是否全关，接力器锁锭是否投入；6.8.2检查测速装置是否正常，调速器动作是否正常；6.8.3发电机挡风板无螺丝松动现象，定转子气隙正常；定转子正常，内风洞检查、转子中心体无异常，测振、测摆探头正常；滑环及碳刷检查正常。6.8.4轴承油系统油位、油色正常，各轴瓦温无明显异常升高，受油器及各轴承无漏油；6.8.5灯泡头、灯泡体内各密封面及内管形壳、内配水环结合面无漏水；6.8.6检查风闸位置正常。6.9SAFR-2000型调速器检查：6.9.1调速器电气柜：6.9.1.1调速器电器柜人机画面显示正常，无故障信号；6.9.1.2检查双重供电模块“AC220交流输入”“DC220交流输入”电源指示灯指示正常；6.9.1.3检查各模件信号指示灯指示正常；6.9.1.4检查“一次调频”及“通讯方式”切换把手位置正确；6.9.1.5检查各继电器位置正确，无异常振动；6.9.1.6检查各接线端子接触良好，无松动、过热及冒火花现象。6.9.2调速器机械柜：6.9.2.1查各综合模块显示正常；6.9.2.2检查各信号指示灯指示正确；258 6.9.2.3检查各切换把手位置正确；6.9.2.4检查频率表显示与实际相符；6.9.2.5检查滤油器后压力指示表指示正常；6.9.2.6检查主配、切换阀、紧机停机阀及比例阀动作正常，无异常抽动现象；6.9.2.7检查各管路接头无渗漏现象。6.9.3调速器分段关闭及事故配压阀：6.9.3.1查分段关闭及事故配压阀各连接管路良好，无渗漏现象；6.9.3.2检查分段关闭及事故配压阀各接线端子接触良好，无松动、过热及冒火花现象。6.9.4油压装置检查6.9.4.1压油槽油压、油色、油位正常，无渗漏油；6.9.4.2调速器油箱油位、油色正常，无漏油；6.9.4.3调速器油泵及电动机无异音，启动电流和运行温度正常，无剧烈振动；6.9.4.4各管路阀门位置正确，无渗漏；6.9.4.5检查油压装置控制柜各电源正常，保险无熔断，触摸屏无报警。6.9.5SAFR-2000型微机水轮机调速器装置上电后的检查：电源检查1）装置的交、直流电源空气开关合上后，两套下位机双重供电模件上相应的电源指示灯（AC220V，DC220V）应点亮；2）两套下位机双重供电模件开关合上，电源输出指示灯（OUT）应点亮；3）两套下位机组合电源模件开关合上，所有模件上电源指示灯应点亮；通信检查通信正常时，主机模件“RXD0”、“TXD0”应不断闪烁，闪烁周期为800毫秒上位机运行界面上的数据应不断刷新下位机检查主机模件TATUS灯：闪烁周期2秒表示正常，闪烁周期0.5秒严重故障；闪烁周期1秒表示一般故障不闪烁表示系统严重故障；RUN灯闪烁周期2秒表示正常双机切换模件A套主机灯：A套为主机时该灯点亮；B套主机灯：B套为主机时该灯点亮上位机通信建立后，对工控机运行界面进行监视；258 检查界面上显示的导叶及桨叶开度是否与实际开度相符；界面上显示的机组频率及系统频率是否与实际相同界面上各种给定值是否正确界面上水头、有功功率、开限设置值是否符合实际情况；界面上频率死区、滑差系数及调差系数的设置是否符合实际情况7异常及事故处理7.1机组遇下列情况时应立即报告中调，迅速转移负荷，解列停机，必要时可按紧急停机按钮停机，并查明原因进行处理：7.1.1机组振动、摆动超过规定标准，并继续增大；7.1.2轴承温度逐渐上升或急剧上升；7.1.3轴承高位油箱油位快速下降；7.1.4发生其它严重危及人身及设备安全运行情况时。7.2遇有下列情况时，运行人员应按紧急停机按钮停机：7.2.1机组转速超过过速保护定值而保护装置未动作时；7.2.2事故低油压而保护未动作时；7.2.3机组发生火灾时；7.2.4其它危及人身、设备安全的紧急情况；7.3机组事故处理：7.3.1机组发生事故，运行人员应正确判断，迅速处理，同时还应注意以下几点：7.3.1.1停机时监视自动装置动作情况，必要时手动帮助，如制动闸、锁锭未自动投入时，应手动投入；7.3.1.2机组事故停机完成后,根据事故性质对机组进行全面检查，检查情况第一时间报告当班值长；7.3.1.3若确认保护误动使机组甩负荷，检查无异后申请并网；7.3.1.4将事故处理过程向按生产汇报制度逐级汇报。7.3.1.5事故停机后未查明原因和排除故障前，不准再次开机，各种事故、故障信号未经当班值长许可不得复归，复归前应做好记录。7.3.2机械过速：258 7.1.1.1现象：1)上位机发“机械过速保护动作”、画面切换至“紧急停机流程画面”、机组LCU柜上机械过速指示灯亮；2)机组有过速声音，振动摆度加大；3)电调柜上转速指示表上升，发电机有功指示为零；4)事故配压阀及紧急停机电磁阀动作，导叶开度已全关，机组事故停机。7.1.1.2处理：1)监视机组事故停机及自动装置动作情况，必要时手动帮助；2)若保护未动作，则按紧急停机按钮停机；3)停机后汇报值长，记录事故信号及现象后复归信号和事故回路；4)对机组进行全面认真的检查；联系维护人员检查处理。7.1.2主轴密封水中断7.1.2.1现象：上位机发“主轴密封水流量中断”信号，机组事故停机保护动作。7.1.2.2处理：1监视机组事故停机及自动装置动作情况，必要时手动帮助；2现场检查主轴密封水流量计，查明主轴密封水是否确实中断；3检查主轴密封温度是否异常升高（天阿机组）；4现场检查主轴密封水主用电磁阀及备用电磁阀位置，若未打开则必须查明原因，处理正常后方可投运。7.1.3水导瓦温过高7.1.3.1现象：上位机发“水导瓦温过高”信号，机组事故停机。7.1.3.2处理：1)监视机组事故停机及自动装置动作情况，必要时手动帮助；2)检查润滑油系统阀门位置是否正确，润滑油冷却系统是否正常；3)检查水导油色、油量是否正常；4)查看在线监测装置水导振动、摆度是否超标；5)检查是否水导瓦温测点是否有跳变现象；258 6)联系维护人员处理。7.1机组故障处理：7.1.1水导瓦温高7.1.1.1现象：上位机发“水导瓦温高”信号。7.1.1.2处理：1)检查水导瓦温测点是否有跳变现象；2)检查水导回油流量是否正常、流量计工作是否正常。3)检查润滑油系统各阀门位置是否正确；4)现场检查水导处是否有大量漏油现象；5)检查水导振动、摆度是否超标，必要时调整负荷；6)以上检查发现异常处理无效应及时联系调度停机；7)联系维护人员处理。7.1.2机组故障时，上位机发相应故障信号，运行人员应及时查明原因进行处理，消除故障。故障无法消除时，应及时报告当班值长，采取措施。7.1.3当机组发生异常振动、摆度接近规定值或是在较大振动范围内运行时，应立即调整机组负荷，使机组躲开异常运行区，运行人员应加强对机组运行的监视。7.5SAFR-2000型调速器的故障与处理：一般性故障有:机组频率故障、电网频率故障、导叶故障、桨叶故障；严重性故障有:导叶液压故障、浆叶液压故障。7.5.1机频故障现象：（1）上位机报调速器轻故障信号；（2）调速器电气柜报机频故障；（3）调速器电气柜主控窗机频显示异常；处理：（1）检查双机是否进行切换，如切换，检查另一套机运行正常；如未切换，手动切换或切手动（2）检查机频PT保险是否熔断，接线是否松动；（2）检查齿盘测速装置是否正常；（3）联系检修人员处理。7.5.2网频故障现象：（1）上位机报调速器轻故障信号；（2）调速器电气柜报网频故障；（3）如双机都在运行，则双机自动进行切换；258 处理：（1）检查网频PT保险是否熔断，接线是否松动；（2）联系检修人员处理。7.5.3调速器“导叶行程故障”现象：（1）上位机报调速器轻故障信号；（2）调速器电气柜报导叶行程故障；（3）如双机都在运行，则双机自动进行切换；处理：（1）检查双机切换动作是否正常；如未动作，则手动进行切换或切手动控制运行；（2）检查调速器电柜报警信息窗故障信息，查明故障原因；（3）联系检修人员处理。7.5.4调速器“桨叶行程故障”现象：（1）上位机报调速器轻故障信号；（2）调速器电气柜报桨叶行程故障；（3）如双机都在运行，则双机自动进行切换；处理：（1）检查双机切换动作是否正常；如未动作，则手动进行切换或切手动控制运行；（2）检查调速器电柜报警信息窗故障信息，查明故障原因；（3）联系检修人员处理。7.5.5调速器“导叶液压故障”现象：（1）上位机报调速器较重故障信号；（2）调速器电气柜报导叶行程故障；（3）如双机都在运行，则双机自动进行切换；处理：（1）检查双机切换动作是否正常；如未动作，则手动进行切换或切手动控制运行；（2）检查调速器电柜报警信息窗故障信息，查明故障原因；（3）联系检修人员处理。7.5.6调速器“桨叶液压故障”现象：（1）上位机报调速器较重故障信号；（2）调速器电气柜报桨叶行程故障；如双机都在运行，则双机自动进行切换；处理：（1）检查双机切换动作是否正常；如未动作，则手动进行切换或切手动控制运行；（2）检查调速器电柜报警信息窗故障信息，查明故障原因；（3）联系检修人员处理。7.5.7调速器机械柜电源消失现象：（1）上位机发“机械柜220V电源故障”；处理：（1）检查调速器机械柜交、直流电源开关是否跳闸；（2）检查朝阳模块指示灯是否正常，（3）联系检修人员处理。258 7.5.8调速器电气柜交流电源消失现象：（1）上位机发“电气柜交流电源消失”；（2）双重供电模块“AC220交流输入”灯灭；处理：（1）检查调速器电气柜交流电源开关是否跳闸；（2）联系检修人员处理。7.5.9调速器电气柜直流电源消失现象：（1）上位机发“电气柜直流电源消失”；（2）双重供电模块“DC220交流输入”灯灭；处理：（1）检查调速器电气柜直流电源开关是否跳闸；（2）联系检修人员处理。7.5.10调速器抽动处理现象：（1）调速器平衡表摆动异常；（2）机组有功（转速）表摆动（3）主配压阀.接力器抽动并拌有油流声处理：（1）将调速器A、B套进行切换；（2）将调速器切“手动”运行；（3）手动调整负荷；（4）加强监视联系检修人员处理。7.5.11调速器滤油器发差压信号现象:（1）调速器机调面板上“滤芯堵塞”故障灯亮（2）上位机报“滤芯堵塞”信号；处理:（1）手动切换到另一滤油器工作（2）联系检修人员处理。258 第十册调速器运行规程Q/*****-JS-YX010-20171主题内容与适用范围1.1本规程规定了GLT-150-6.3型水轮机可编程调速器的运行操作，运行注意事项，事故及故障处理，运行中检查和主要技术参数等方面的内容。1.2本规程适用于***水电厂运行人员，工程技术人员及有关管理人员。2引用标准2.1武汉长江控制设备研究所GLT-150-6.3系列《水轮机调速器技术说明书》（电气部分）。2.2武汉长江控制设备研究所GLT-150-6.3系列《水轮机调速器技术说明书》（机械液压部分）。3　调速器GLT-150-6.3设备技术规范项目单位规范值额定工作压力MPa6.3主配压阀直径（导叶）mm150主配压阀直径（桨叶）mm1004调速器的主要部件、运行规定及注意事项：4.1调速器的主要部件：控制器、频率采集装置、导叶、桨叶反馈系统、电液转换装置、液压放大机构、电源系统、油压装置,电气柜有两套PLC控制器，每套PLC分别对应独立的频率采集装置和独立的导叶反馈系统，共用一套桨叶反馈系统和显示屏,每套PLC都对应两套独立的电液转换系统。4.2正常情况下，调速器应处于自动状态运行，只有当调速器运行不稳定或故障时，才可手动运行。4.3GLT-150-6.3型水轮机可编程调速器通过调速器电柜上的液晶触摸屏，实时显示机组当前工况和状态，以及机组的频率、有功功率、导叶开度和桨叶开度等。4.4通过调速器电柜液晶触摸屏上的中文字幕提供简单的操作方法和注意事项。258 4.5电柜有三种调节模式：频率调节模式、功率调节模式、开度调节模式。4.6电柜有A、B两套完全相同的微机系统构成，互为备用。若主用套有故障，则自动切备用套运行，如果备用套故障，则只退出备用套微机运行。若两套系统均出现故障，则自动切手动运行。4.7当导叶反馈传感器故障时，自动进入故障模式调节输出清零，自动切至电手动，保证接力器当前的运行位置，当传感器恢复正常后，自动恢复当前的调节模式。4.8机组运行时应按机组协联曲线运行，根据实际水头调整有功负荷，避免机组在振动区运行。如果在自动运行中电协联部分出现故障，可以切换至手动运行状态。4.9若电气柜故障导致调速器退出自动运行，机械柜接受故障信号后能瞬间切换至电手动运行。并能通过现地手动或远方电手动方式操作导叶、桨叶。4.10导叶处于自动工况，桨叶处于自动协联状态；当导叶切手动工况或桨叶切手动工况，协联关系被打破，桨叶处于一固定位置运行。桨叶在自动位置时，根据此时的有效水头和导叶开度值按照协联曲线计算出桨叶开度，与此时导叶的状态无关。4.11正常情况下，机组在空载运行时为频率调节模式，并网后为开度调节模式和频率调节模式。4.12机组备用情况下，因工作需要将调速器切手动时，应防止机组转动。4.13调速器各电源电压应满足要求,厂用AC220V电压在额定值的-15%至15%之间、厂用DC220V电压在额定值的-15%至15%之间,DC24V应在20.4V至26.4V之间、DC12V应在10.5V至14.5V之间、DC5V应在4.85V至5.25V之间。4.14调速器有三种运行方式：自动、电手动、机手动。4.15当机频或PLC故障时，调速器会自动切至电手动位置。4.16紧急停机电磁阀动作后不宜长期带电。4.17电手动和自动之间可以无扰动的进行切换，但是手动切自动或电手动时，必须待平衡表在中间位置时才能进行切换。5运行中的检查5.1机柜检查258 5.1.1各操作按钮正常，信号指示正常，仪表指示正常；5.1.2电液比例电磁阀外壳不过热，引线完好；5.1.3阀门位置正确；5.1.4滤油器压力表指示正确；5.1.5机柜内无积油、漏油，柜门锁好;5.1.6在没有动作信号的情况下，平衡表应在中间位置，最大不超过一大格。5.2电柜检查5.2.1调速器交、直流电源均投入，各状态指示灯指示正确，各表计指示正常;5.2.2水头值与实际一致；5.2.3智能显示屏各运行参数正确，转速信号器显示正常；5.2.4柜内PLC各模块指示正常；5.2.5各继电器及插件完好、无松动、无过热，各接线完好、无松动；5.2.6点击“故障查询”，有无近期故障信号，但不要清除。如有近期的，还应检查“故障信息”有无复归。6运行操作6.1手动紧急停机的操作6.1.1若机组发生确实需要紧急停机的事故时，可按以下五种方式进行操作：6.1.1.1在调速器机柜面板上按“紧急停机”按钮；6.1.1.2在调速器机柜内按紧急停机电磁阀；6.1.1.3在调速器电柜面板上按“紧急停机”按钮；6.1.1.4在现地LCU柜按“紧急停机”按钮；6.1.1.5在上位机事故停机流程画面点击“紧急停机”按钮。6.2调速器导叶、桨叶电手动操作6.2.1检查调速器机柜内手自动操作阀在自动位置；6.2.2将调速器机柜面板上的导叶手自动切换按钮切至“手动”位置；6.2.3将调速器机柜面板上的桨叶手自动切换按钮切至“手动”位置；6.2.4操作调速器机柜面板上导叶“增加”或“减少”把手；6.2.5操作调速器机柜面板上桨叶“增加”或“减少”把手；6.2.6查导叶、桨叶协联正常。258 6.3调速器导叶、桨叶机手动操作6.3.1将调速器机柜面板上的导叶手自动切换按钮切至“手动”位置，将调速器机柜内手自动切换阀至手动位置；6.3.2将调速器机柜面板上的桨叶手自动切换按钮切至“手动”位置，将调速器机柜内手自动切换阀切至手动位置；6.3.3操作调速器机柜面板上导叶“增加”或“减少”把手；6.3.4操作调速器机柜面板上桨叶“增加”或“减少”把手；6.3.5查导叶、桨叶协联正常。6.4滤油器切换操作6.4.1在调速器机柜内转动滤油器手柄90度；6.4.2机组运行中需要进行滤油器切换时，应快速切换；6.4.3操作完应检查油压正常。6.5调速器桨叶手动运行操作6.5.1将机柜面板上的桨叶手自动切换按钮切至“手动”位置；6.5.2操作调速器机柜面板上桨叶“增加”或“减少”把手；6.5.3查桨叶与导叶的协联正常。6.6手动切自动操作6.6.1检查调速器机柜面板上平衡表指示在中位；6.6.2将调速器机柜内手自动切换阀切至自动位置；6.6.3将调速器机柜面板上导叶切至“自动”位置；6.6.4将调速器机柜面板上桨叶切至“自动”位置；6.6.5查调速器自动运行正常。6.7电手动停机操作6.7.1将调速器机柜面板上导叶手自动切换按钮切至“手动”位置；6.7.2查调速器机柜面板上导叶手动指示灯亮；6.7.3将调速器机柜面板上桨叶手自动切换按钮切至“手动”位置；6.7.4查调速器机柜面板上桨叶手动指示灯亮；6.7.5操作调速器机柜面板上导叶“减少”把手，将导叶慢慢关至空载，出力为“0”；258 6.7.6在关导叶时，根据协联关系同时操作调速器机柜面板上桨叶“减少”把手，将桨叶慢慢关至“0”；6.7.7跳开发电机出口开关；6.7.8手动逆变灭磁；6.7.9操作调速器机柜面板上导叶“减少”把手，将导叶关到“0”；6.7.10当转速降至30%ne时手动加闸；6.7.11操作调速器机柜面板上桨叶“增加”把手，将桨叶开至20%开度；6.7.12手动完成机组辅助设备的投退。6.8机手动停机操作6.8.1将调速器机柜面板上导叶手自动切换按钮切至“手动”位置；6.8.2查调速器机柜面板上导叶手动指示灯亮；6.8.3将调速器机柜面板上桨叶手自动切换按钮切至“手动”位置；6.8.4查调速器机柜面板上桨叶手动指示灯亮；6.8.5将调速器机柜内手自动切换阀切至手动位置；6.8.6操作导叶手动操作阀，将导叶慢慢关至空载，出力为“0”；6.8.7在导叶关时，根据协联关系同时操作桨叶手动操作阀，将桨叶慢慢关至“0”；6.8.8跳开发电机出口开关；6.8.9手动逆变灭磁；6.8.10操作导叶手动操作阀，将导叶关到“0”；6.8.11当转速降至30%ne时手动加闸；6.8.12操作桨叶手动操作阀，将桨叶开至20%开度；6.8.13手动完成机组辅助设备的投退。6.9调整负荷操作6.9.1自动调整负荷6.9.1.1上位机设定或单步增、减负荷；6.9.1.2现地LCU设定或单步增、减负荷；6.9.1.3操作调速器电柜增、减按钮。6.9.2电手动调整负荷。258 6.9.2.1将调速器机柜面板上导叶手自动切换按钮切至“手动”位置；6.9.2.2将调速器机柜面板上桨叶手自动切换按钮切至“手动”位置；6.9.2.3操作调速器机柜面板上导叶“增加”或“减少”把手，调整机组出力；6.9.2.4操作调速器机柜面板上桨叶“增加”或“减少”把手，调整桨叶角度。6.10人工设定水头操作6.10.1点击“运行参数”菜单，点击手动水头输入密码“1”确定；6.10.2在“参数设置”画面中点击水头设置栏；6.10.3点击后在弹出的画面中输入实际值即可；6.10.4点“确认”。7故障类型和处理方法一览表7.1故障类型类型可能原因纠正方法测频故障①通讯线或信号线断开②模块绿色发光二极管不闪烁①正确接线②模块CPU损坏，更换模块导叶反馈故障①导叶位置反馈信号线断开②导叶位置传感器电源故障③导叶位置反馈信号调理模块损坏①检查反馈信号线②更换相应电源保险管③更换相应信号调理模块功率反馈故障①功率反馈信号线断开②功率传感器故障①正确接线②更换功率传感器网络通讯故障①网络通讯线断开②网络通讯板故障①正确接线②更换相应网络通讯板卡桨叶反馈故障①桨叶位置反馈信号线断开②桨叶位置传感器电源消失③桨叶位置反馈信号调理模块损坏①检查反馈信号线②更换相应电源保险管③更换相应信号调理模块注：网频故障和功率故障不影响机组运行。7.2平衡表指示异常258 7.2.1调速器在任何情况下，平衡表偏差一大格均属于异常情况，应及时通知维护人员（向左偏表示实际开度未关到目标开度，向右偏表示实际开度未开到目标开度）。7.3滤油器滤后压力偏低7.3.1滤芯堵塞和比例阀带电都会造成滤后压力偏低，若并网运行时滤后压力偏低，基本上是滤芯堵塞造成的，应立即更换滤芯；7.3.2若停机状态滤后压力偏低，主要是由于偏差信号较大造成，此时若将自动油路切除偏差仍然较大，则是滤芯堵塞应立即更换滤芯，否则是比例阀带电造成滤后压力偏低。8主要技术参数8.1电柜项目单位规范值频率范围Hz45～55开度及功率给定范围%0～100永态转差系数范围%0～10人工死失灵区范围Hz0～±0.5交流电源V220±20%直流电源V2208.2机柜项目单位规范值项目单位规范值主配直径mm150交流电压V220主配行程mm±10直流电压V220258 第十一册机组辅助设备运行规程Q/*****-JS-YX011-20171．主题内容与适用范围1.1本规程规定了灯泡贯流电厂油水风系统设备规范、运行方式、运行维护与操作及故障处理。1.2本规程适用于灯泡贯流电厂油水风系统设备的运行、维护、操作及故障处理。1.3灯泡贯流电厂运行人员应熟练掌握本规程，生产管理人员应熟悉本规程。2．引用标准2.1原电力工业部颁发的《电力工业技术管理法规》2.2设计院及厂家的图纸和资料2.3厂有关技术规定3设备范围和设备技术规范3.1油系统3.1.1稀油站1.稀油站由回油箱、油泵、单向截止阀、低压双筒过滤网、板式散热器、电加热器及安全阀等组成。用来存贮冷却油和向重力油箱加油，实现冷却油系统正常循环。2.工作原理当稀油站工作时，油液由齿轮泵从油箱吸出，经单向阀、低压双筒过滤网、板式散热器送至重力油箱，再由重力油箱送至水轮发电机的正推、反推、发导、水导，对各部进行润滑冷却。稀油站最高供油压力为0.2Mpa，也可根据润滑点的要求，通过调节安全阀确定使用压力，当油站的压力超过安全阀的设定压力时，安全阀将自动打开，多余的油液即流回油箱。正常工作时，#1油泵放“自动”位置，#2油泵放“备用”位置。3.主要参数稀油站公称供油压力Mpa油泵电机功率KW稀油站公称流量L/min安全阀整定压力Mpa油箱容积L油泵型号258 最大工作油压MPa制造厂家4.根据重力油箱的油位来控制稀油站油泵的启停，主、备用泵的选择可在机旁动力盘上进行切换。重力油箱油位过低时，发出停机信号。5.加热器可以手动和自动控制。自动控制时，油温低于5℃时，加热器自动投入，油温高于10℃时，自动停止加热器。6.当双筒网式过滤器出口差压高于0.1Mpa时，发出报警信号，需换向清洗。3.1.2高压油顶起系统机组起动和停机过程中，避免机组低速运行期间发导和水导干磨，两台高压油顶起油泵从稀油站回油箱打油，分别向发导和水导送去压力油。当油压过低时，机组事故停机。3.1.3板式散热器型号设计压力MPa换热面积m2试验压力MPa设计温度制造厂家3.1.4漏油泵　设备名称规格型号额定流量额定压力漏油箱齿轮油泵m3/hMPa2.故障处理故障处理漏油箱油位异常漏油箱油位过高，而油泵为启动时，应手动启动油泵，查明原因并尽快处理；油泵启动频繁且油位过高时，应检查电磁配压阀是否大量排油或接力器漏油是否偏大，联系维护人员处理；油泵故障，应联系维护人员处理。3.2水系统3.2.1设备规范水泵名称检修集水深井泵技术供水泵渗漏集水潜水泵型号258 流量m3/hm3/hm3/h扬程mmm功率kwKWkw厂家3.2.2水系统包括：技术供水系统、检修排水系统、厂内渗漏排水系统。3.2.3运行与维护1.运行方式：1)两台技术供水泵水源取自上游，机组运行时能自动启动，也可手动控制。正常运行时，技术供水管只用一路，两路技术供水取水管路互为备用，只有当一路技术供水取水管路满足不了运行需要时才启用两路技术供水取水2)在遇有厂内消防事故时，技术供水也可用作消防水源。3)厂内渗漏潜水主用、备用泵正常运行方式为自动。特殊情况下，可手动控制运行。2.水泵检修后恢复运行前的检查:1)电动机及水泵各连接部位牢固可靠、地脚螺丝无松动，电动机外壳接地良好；2)水泵轴承润滑油油位、油色正常、无漏油；3)电动机及水泵周围无杂物；4)水泵进、出口水阀开启；5)水泵盘车转动灵活、无异音，盘根压环与转动部分无磨擦；6)电动机绝缘良好，不低于0.5MΩ；7)水泵工作电源正常；8)水泵旋转方向正确。3.2.4水泵正常操作1.手动启动：1)检查水泵出口阀在全开；2)检查水泵转轮室是否有空气，若有空气，则需充水排气；3)合上水泵电机电源开关，手动按下“手动启动”按钮，电动机启动，水泵即启动运行；4)观察各仪表工作是否正常，表计指示是否在规定范围内；258 5)检查水泵止水盘根无漏水过大或发热现象，水泵振动和响声是否正常；观察润滑油油位、油色是否正常，出口压力表指示正常，无异常摆动现象。2.手动停止手动按下“手动停止”按钮，水泵即停止运行。3.自动运行：1)检查水泵出口阀在全开；2)查水泵电机电源开关在合位置，将其切换开关切至“自动”位置；3)当水位至启动水泵整定值时，水泵启动运行；4)当水位至停止水泵整定值时，水泵停止运行。4.水泵启动时注意事项1)离心泵进水管路应无漏水、漏气现象；2)严禁无水空转。3.2.5设备检修安全措施（以#9机#1泵为例）1.#9机#1水泵由运行转检修1)将#9机#1水泵切换开关放“切除”位置2)关闭#9机#1水泵出水阀9-2113)关闭#9机#1水泵进水阀9-2134)断开#9机#1水泵电源空开5)悬挂标示牌2.#9机#1水泵由检修转运行1)合上#9机#1水泵电源空开2)打开#9机#1水泵进水阀9-2113)打开#9机#1水泵出水阀9-2134)将#9机#1水泵切换开关放“自动”位置3.2.6水泵故障处理1.凡遇有下列情况之一，应立即停止水泵运行，分析原因，设法处理：1)管路、阀门大量漏水；2)水泵或电动机内有明显的撞击声；3)水泵抽空；4)电动机温度过高，有焦臭味，着火冒烟；258 2.故障处理故障处理水泵启动抽不上水或抽水效率低1.将故障水泵电源切除2.检查另一台泵运行正常；3.检查进、出水口阀门是否全开，滤网是否堵塞；4.检查进水管路是否漏气；5.检查水泵盘根密封是否正常，阀门管路漏水情况；6.检查泵体及电动机是否有异常振动及金属撞击声；7.通知维护处理。渗漏集水井水位过高1.检查备用泵是否启动正常；2.检查是否水泵故障，如果是按水泵抽不上水故障处理；3.检查保护装置是否误动，定值是否变位,通知检修人员处理。3.2.7水泵水位控制水泵动作水位渗漏集水井检修集水井停泵mm工作泵启动mm备用泵启动mm水位过高报警mm井深mm3.3气系统3.3.1空压机设备规范名称项目数据高压空气压缩机低压空气压缩机活塞式空气压缩机型号冷却方式最大排气风压MPaMPa公称容积流量m3/minm3/min电机功率KWKW额定转速258 制造厂家3.3.2气压罐设备规范名称高压罐低压罐型号容积LL最高工作压力MPaMPa安全阀动作MPaMPa3.3.3气压机压力规定名称项目高压空气压缩机低压空气压缩机备用气机启动MPaMPa主用气机启动MPaMPa气机停止MPaMPa3.3.4运行与维护检查1.运行方式：1)高、低压空气压缩机各两台，互为备用。正常运行方式均为自动。特殊情况下，可手动控制运行；2)两台高压机分别通过0332-（1,2）供气给高压储气罐，高压储气罐通过0333-（1,2）阀门供给每台机组油压装置用气；3)两台低压机通过0301-（1,2,3,4）供气给低压储气罐，低压储气罐通过0302-（1,2,3,4）阀门供给每台机组制动用气、检修空气围带密封、检修用气及临时用气。2.储气罐、汽水分离器应定期放水。3.空压机检修后恢复运行前的检查：1)空压机盘车转动灵活，无异音；2)空压机旋转方向正确；3)电动机绝缘在0.5MΩ以上；4)地脚螺丝无松动，电动机外壳接地良好，保护罩完好无松脱；5)空压机的润滑油油位正常、油质合格。3.3.5空压机正常操作方式258 1.手动启动高压机：1)检查#1(或#2)高压机供气阀0331-1阀（或0331-2阀）全开；2)合上#1(或#2)高压机电源开关；3)将其高压机切换开关切至“手动”位置，电动机启动，高压机即启动运行；2.高压机手动停机：将空压机切换开关切至“切开”位置，高压机即停止运行。3.高压机自动运行：1)检查#1(或#2)高压机供气阀0331-1阀（或0331-2阀）全开；2)合上#1(或#2)高压机电源开关，将其切换开关切至“自动”位置；3)当储气压力降至启动整定值时，电动机自动启动，高压机即启动运行；4)当储气压力升至停止整定值时，电动机自动停止，高压机即停止运行。4.手动启动低压机：1)检查#1(或#2，#3，#4)低压机供气阀0300-1阀（或0300-2阀,0300-3阀，0300-4阀）全开；2)合上#1(或#2，#3，#4)低压机电源开关；3)将其切换开关切至“手动”位置，电动机启动，低压机即启动运行；5.低压机手动停机:低压机切换开关切至“切开”位置，低压机即停止运行。6.低压机自动运行:1)检查#1(或#2，#3，#4)低压机供气阀0300-1阀（或0300-2阀,0300-3阀，0300-4阀）全开；2)合上#1(或#2，#3，#4)低压机电源开关,其切换开关切至“自动”位置；3)当储气压力降至启动整定值时，电动机自动启动，低压机即启动运行；4)当储气压力升至停止整定值时，电动机自动停止，低压机即停止运行。3.3.6当空压机运行时，监视其工作效率是否正常。3.3.7设备检修安全措施1.高压机由运行转检修（以#1高压机为例）1)将#1高压机切换开关放“切除”位置；2)关闭#1高压机供气阀0331-1阀；3)断开#1高压机电源空开。2.高压机由检修转运行（以#1高压机为例）258 1)打开#1高压机供气阀0331-1阀；2)合上#1高压机电源空开；3)将#1高压机切换开关放“自动”位置。3.低压机由运行转检修（以#1低压机为例）1)将#1低压机切换开关放“切除”位置；2)关闭#1低压机供气阀0300-1阀；3)断开#1低压机电源空开。4.低压机由检修转运行（以#1低压机为例）1)合上#1低压机电源空开；2)打开#1低压机供气阀0300-1阀；3)将#1低压机切换开关放“自动”位置。3.3.8设备巡视3.3.8.1低压气系统巡视项目3.3.8.1.1动力电源、控制电源正常。3.3.8.1.2低压气机控制屏面板无告警信号、各指示灯正常。3.3.8.1.3低压气机防护罩紧固无松动、外壳接地线完好紧固。3.3.8.1.4低压气机油位、油色正常。3.3.8.1.5油室端面密封、各管道、阀门无渗漏，阀门位置正确。3.3.8.1.6低压气机运转声音、振动正常，气机能正确启停。3.3.8.1.7低压气机压力定值设定正确。3.3.8.1.8低压气机卸荷阀动作正常，排气温度低于规定值。3.3.8.1.9低压贮气罐人孔门、阀门、安全阀、管接头无渗漏。3.3.8.1.10检查冷干机无结冰、操作面板E.Vtemp表指针在0.45MPa以上。3.3.8.1.11检查冷干机手动排水器无油污。3.3.8.1.12检查低压气机制屏面板及储气罐上压力表显示压力值在正常范围内。3.3.8.2高压气系统巡视项目3.3.8.2.1动力屏高压气机电源正常，高压气机控制柜动力电源、控制电源正常。3.3.8.2.2高压气机控制屏面板无告警信号、各指示灯正常、操作按钮、手动/自动切换旋钮在自动位置、主用备用选择旋钮位置正确。258 3.3.8.2.3高压气机油位、油色正常、油室端面密封、各管路接头密封无油渗漏。3.3.8.2.4高压气机防护罩紧固无松动、外壳接地线完好紧固。3.3.8.2.5高压气机电机及泵体运转正常、声音无异常、气机能正确启停。3.3.8.2.6高压气机各级排气压力正常、卸荷阀动作正常、汽缸发热正常、气机出口测温仪指示正确；3.3.8.2.7高压贮气罐压力表计指示(7.5-8.0MPa)正常。3.3.8.2.8高压贮气罐人孔门密封、阀门、安全阀、管接头无气渗漏。3.3.8.2.9高压气机各阀门位置正确、贮气罐排污阀全关。3.3.8.2.10中压贮气罐压力表计指示(7.0MPa)正常正确。3.3.8.2.11中压贮气罐人孔门密封、阀门、安全阀、管接头无渗漏。3.3.8.2.12高中压贮气罐减压阀前后压力指示正确。3.3.8.2.13检查高压气机冷却风扇转向正确。3.3.9故障处理：1.有下列情况之一，禁止启动空压机：1)保护装置失灵；2)润滑油位过低或油质不合格；3)空压机盘车不正常，电动机转动不灵活或绝缘低于0.5MΩ；4)设备有明显损坏处。2.在运行中遇到下列情况之一者，应立即停止空压机运行：1)空压机、电动机有异音、异味或振动过大等；2)空压机或电动机温度异常升高；3)空压机、管路、阀门大量漏气、漏油；4)气压超过规定值。3.故障处理故障现象处理储气罐压力过高压力表指示超过整定值；1.检查压力确已超过整定值，若空压机在运行，立即停止空压机；2.如果停止不下来，断开空压机电源开关，查明空压机不能停止的原因，并联系检修人员处理；258 3.排储气罐压力至正常值；4.检查保护装置是否误动，定值是否变位。储气罐压力过低压力表指示低于整定值；1.检查压力确已低于整定值，如空压机未启动，则手动启动；2.查明空压机不能启动的原因，联系检修人员处理；3.如果空压机都已启动，检查空压机运行是否正常，管路、阀门是否大量漏气；4.检查保护装置是否误动，定值是否变位。5.如果上述情况都正常，检查机组的用气量是否过大，并查明机组用气过大原因，联系维护处理；空压机运行温度过高空压机温度过高1.检查冷却风扇是否工作正常；2.检查润滑油是否过低或变质；3.检查空压机有无异常振动,有无异音、异味；4.运行时间是否过长；5.检查工作电压是否过低。空压机工作效率降低空压机运行时间增长。1.检查排污阀是否关严或漏气，各阀门、管路是否漏气；2.检查空气过滤器是否被堵；3.气缸内有无杂音，如有金属撞击声，应立即停止，通知维护处理；4.检查工作电压是否正常。258 第十二册电厂运行方式运行规程Q/*****-JS-YX012-20171　范围1.1　本标准规定了我厂220KV母线运行方式，厂用电运行方式，近区配电运行方式，保厂用电的措施及母线电压调节方式。1.2　本规程适应于我厂运行方式工作内容。1规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。《江西电网调度规程》厂内外成熟的运行经验Q/SSDJ01-01.14-20043主要内容1.1.1220KV母线运行方式：1.2.1　母线联络开关231QF合上，两段母线串联运行，其主要设备状态：1.2.2　1-9号机组均可投入运行；1.2.2.1　主变中性点刀闸投入一个；1.2.2.2　若要选择递升加压机组应选择在主变中性点投入侧；1.2.2.3　线路重合闸，按调度命令选择；1.2.2.4　线路停电，应防止其它线路过负荷，必要时，降低9台机组的负荷；1.2.2.5　厂用母线分段运行也可串联运行。1.2.3　母线联络开关231QF断开，两段母线分段运行状态：1.2.3.1　9台机组均可投入运行；1.2.3.2　两段母线各投入一个主变中性点刀闸；1.2.3.3　递升加压机组可任选一侧；258 1.1.1.1　倒换两段厂用电不得先合后断，只能先断再合。1.1.2　一段母线运行，另一段母线停电状态：1.1.2.1　所有负荷倒入运行母线；1.1.2.2　运行侧母线主变中性点刀闸投入；1.1.2.3　递升加压机组选择运行母线侧；1.1.2.4　厂用电母线运行方式不变。1.2　厂用电运行方式：1.2.1　两段厂用母线电源分别从主变低压侧13.8KV母线经厂用变取得；1.2.2　正常时母线分段运行，其联络开关BZT在断开；1.2.3　厂用变故障或检修时，其联络开关BZT合上两段母线串联运行；1.2.4　厂用电的倒换原则：一般是先断后合。1.2.5　近区配电运行方式：1.3　母线电压调节方式：1.3.1　发电机接带无功负荷按递调压原则运行和调整；1.3.2　发电机自动调节励磁，顶值限制，低励限制装置和失磁保护应投入运行；1.3.3　主变电压分接头位置应满足发电机及厂用电的稳定运行；1.3.4　发电机具备进相运行能力，进相运行一般控制在开机台数的一半以内为宜：1.3.4.1　进相时，有关进相深度，有功功率和外送功率限值按照进相表的规定执行；1.3.4.2　进相时，当发电机机端电压越下限（95%Ve）时，可增加无功、恢复机端电压达到下限值，并汇报调度。1.3.5　发电机母线电压低于最低运行电压值时（90%Ve），应立即调整发电机无功出力，若发电机满负荷运行，则降低发电机有功出力，增加无功出力，若母线电压仍低于最低运行电压值时，报告调度，申请开启备用机组。2.5发电机运行方式：2.5.1机组开停机应按调度命令执行。机组正常开、停机，以监控自动操作为基本操作方式。2.5.2机组停机备用72小时，与调度申请倒机运行。258 2.5.3发电机正常运行时中性点必须经接地变接地，不允许中性点不接地或直接接地运行。2.5.4如一台（或两台）机运行时，应开启13.8kVⅠ、Ⅲ母线所带机组，以减少网购电量，同时保证厂用电安全（各机组动力电源在各自所带厂用电母线上）。2.5.5如三台机以上运行时，应平均分配在13.8kV各母线上，尽量保证主变不空载。258 第十三册发电机进相运行规程Q/*****-JS-YX013-20171主题内容与适用范围1.1本标准规定了***电厂机组进相运行的技术要求和工作规范；1.2本标准适用于***电厂运行人员、工程技术人员和有关管理人员。2引用标准2.1*****投资集团***水电厂发电机进相试验技术报告2.2部标DL/T583-1995《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》2.3《江西电网发电机进相运行管理规定》2.4《江西电网调度管理规程》3发电机进相运行的管理和技术要求3.1发电机进相运行是指发电机组从系统吸收无功功率的一种特殊运行方式，属正常运行方式。但发电机组进相运行时可能会造成发电机端部温度升高、厂用母线电压下降，甚至影响电力系统稳定，机组进相运行方式和深度由省调安排；3.2凡需进相运行的发电机组应事先进行进相运行能力试验并经省调核准；3.3发电机的进相运行必须严格按进相运行规定执行，发电机进相运行时应保留10%的静态稳定储备；3.4凡需进相运行的发电机组必须装设双向无功功率表和双向功率因数表，以供运行人员对其进行监测和调整；3.5发电厂按省调下达的电压曲线控制无功负荷，严格控制220kV母线电压。当需要发电机组进相时，进相深度满足省调制定发电机组进相深度规定要求。电压高于上限时，每台机组进相深度必须达到-3.5Mvar,此时220kV母线电压仍高于规定值，应立即向省调值班调度员汇报。3.6凡并网运行的发电机组，其自动励磁调节装置、强行励磁调节器和低励磁限制器均应正常投入运行，否则不得进相运行；对自动励磁调节装置的低励限制值必须按运行要求正确整定、校核。4发电机进相运行注意事项258 4.1发电机进相运行深度不得超过规定限额，因进相运行时发电机的静态稳定性降低，注意不能使发电机失去静态稳定性。本厂各发电机的最大进相深度如下：机组进相点P=0MW;P=10MW;P=15MW;P=20MW;1号机组-7Mvar-6.9Mvar-6.6Mvar-6.3Mvar2号机组-6.9Mvar-5.3Mvar-5.0Mvar-4.7Mvar3号机组-6.9Mvar-5.5Mvar-5.0Mvar-5.0Mvar4号机组-7.2Mvar-5.5Mvar-5.1Mvar-5.0Mvar5号机组-7.0Mvar-6.5Mvar-6.2Mvar-6.2Mvar6号机组-7.1Mvar-5.4Mvar-5.0Mvar-5.0Mvar4.2减磁时速度要缓慢，切忌快速大幅度调节，进相运行期间密切监视以下参数：1）发电机定子电流不大于额定值1222A；2）发电机出口电压不低于9.975kV(0.95UN)；3）10KV母线电压不低于9.5KV(0.95UN)；4）发电机铁芯端部温度不高于100℃；若超过以上任一限制条件，则适当增加励磁，减少进相无功。4.3进相运行的限制值控制在规定范围之内，若低励限制器动作，应适当增加发电机励磁直到告警消失。本厂各发电机低励限制如下：低励限制1234最小励磁电流限制35.08%IfN41.85%IfN49.43%IfN58.15%IfN无功功率欠励限制P=0MW;Q=-5.1MWvarP=10MW;Q=-4.9MvarP=15MW;Q=-4.4MvarP=20MW;Q=-4.3Mvar（注：因P/Q限制曲线和机端电压有关，机端电压越低动作值误差越大。）4.4发电机进相运行时，若发电机端部任一测点温度短时间内异常升高，则迅速调整发电机励磁至正常值；4.5258 进相运行期间，发电厂运行值班人员要加强对进相运行机组电流、电压、铁芯温度的监视，发电机各电气参数出现缓慢摇摆现象时，说明机组达到静态稳定临界状态，为防止发电机失步，立即增加励磁，降低有功出力，将发电机拖入同步，采取措施无效时，则解列失磁机组。4.6发电机进相运行时，如发现其它运行机组有功、无功有明显的摆动现象时应即刻增加该发电机励磁电流，恢复该发电机迟相运行；4.7当发电机及励磁系统出现异常时，应立即将发电机转为迟相运行；4.8当电网发生振荡，应立即将发电机转为迟相运行并按照运行规程中振荡处理规定处理。258 第十四册近区配电运行规程Q/*****-JS-YX014-20171主题内容和适应范围1.1本规程规定了灯泡贯流水利枢纽近区系统(生活区和坝区）的运行方式及操作、事故处理；1.2本规程适用于灯泡贯流水利枢纽近区系统(生活区和坝区）的运行维护、倒闸操作、故障及事故处理；1.3灯泡贯流电厂运行人员应全面熟悉和掌握本规程，灯泡贯流电厂维护检修人员、技术管理人员应了解本规程。2引用标准2.1电力部《电力工业技术管理法规》—19822.2水利电力部《动力系统调度管理法规》—19802.3能源部《电业安全工作规程》—19912.4《高压断路器运行规程》2.5《江西电网调度规程》—20103主要技术规范见配电装置运行规程。4、正常运行与检查4.1、正常运行方式：4.1.1、近区配电管理区、船闸Ⅰ号电源在厂用电10KVⅠ段母线上，近区配电管理区、船闸Ⅱ号电源在厂用电10KVⅡ段母线上；4.1.2、电厂发电时，管理区（船闸）Ⅰ号电源（由发电机13.8KV系统Ⅰ段母线经1TGA隔离变降压，经907DL、921DL（919DL）供电；管理区（船闸）Ⅱ线由发电机13.8KV系统Ⅲ段母线经2TGA隔离变降压，经606DL、624DL（622DL）供电。4.1.3、当全厂停机，系统未停电时；可由220KV系统分别向厂用电10KVⅠ段、10KVⅡ段供电；或者选择启用大坝东、西岸端部的两路10KV（施工）备用电源分别向厂用电10KVⅠ段、10KVⅡ段供电258 4．2一般规定4.2.1近区10KV配电系统由安生部统一调度管理；4.2.2近区10KV配电系统系双电源供电线路,在进行倒闸操作及做安全措施时，应严格按双电源供电线路的有关规定执行。4.2.3、近区10KV配电线路（含开关出线电缆）需要进行检修、试验时，由检修维护部提前一天向安生部提出检修、试验申请。 4．2.4、近区10KV配电线路的用户需要进行设备检修、试验工作时，用户应提前两天以书面形式向检修维护部提出申请，检修维护部接到用户申请后，应提前一天向安生部提出申请。 4.1.5、近区10KV配电系统进行正常倒闸操作时，运行操作人员应征得用户同意后，方可进行倒闸操作。近区配电系统的设备未经安生部下令（事故处理除外），任何部门或个人不得私自进行任何倒闸操作，否则，后果自负。4.1.6、近区开关本身及线路设备检修的工作票由发电部运行当班值长许可。操作人员应将操作结果向发电部当班值长汇报，许可人认真审核操作结果完备无误后，方能许可工作。4.1.7、在进行近区10KV配电系统倒闸操作时，应遵循停送电操作原则：应先断负荷侧刀闸，后断送电侧刀闸；送电操作：应先合送电侧刀闸，后送负荷侧刀闸。严禁带负荷拉、合刀闸。 5、异常及事故处理5.1隔离刀闸出现以下异常应立即停止运行：5.1.1引线、刀闸导电接触部分过热烧红、放电；5,1.2由于污蚀而发生严重闪络、放电、绝缘瓷瓶炸裂、转动绝缘瓷瓶断裂；5.2电压互感器、电流互感器出现以下故障现象应立即停用，并通知检修人员处理5.2.1有明显焦味、臭味、或明显严重过热；5.2.2内部有放电声音或其他异常杂音；220KV和110KV电压互感器、电流互感器SF6气体过低；5.2.3引线部位有火花放电现象5.2.4258 确认电压互感器故障时，严禁采用拉开隔离刀闸的方式切断故障电压互感器，应将故障电压互感器连接的母线停电后，才允许拉开隔离刀闸处理5.3、921、624、919、622跳闸处理5.3.1、如是过流动作原因不明时，在得到有权联系停送电人员的通知后，可试送一次；5.3.2、如是速断（即过流I、II段）保护动作，必须查明原因消除后才允许送电。如原因不明时，请示安生部领导同意后方可送电。258 第十五册电气防误闭锁装置运行规程Q/*****-JS-YX015-20171总则1.1本规程规定了灯泡贯流电站电气防误操作装置设备规范、操作使用、维护及故障处理。1.2本规程适用于灯泡贯流电站电气防误操作装置运行管理。1.3运行人员应熟悉防误装置的结构、性能、工作原理和操作方法。新上岗的值班员必须经培训并考核合格后，方可进行防误装置的倒闸操作。２引用标准2.1中电投集团公司《电业安全工作规程》2.2《江西中电投灯泡贯流发电有限公司电气防误操作装置管理实施细则》３设备规范3.1凡有可能引起误操作的高压电气设备，均应加装防误装置。3.2在新建、扩建、改建的变电工程中，防误装置必须与电气设备的设计、施工、投运同时进行。3.3电气防误操作装置，必须具有如下“五防功能”：3.3.1防止误分、合开关。3.3.2防止带负荷拉、合刀闸。3.3.3防止带电挂接地线（合接地刀闸）。3.3.4防止误入带电间隔。3.3.5防止带接地线合刀闸。3.4电气防误操作装置的设计，其倒闸操作程序由有关部门审查，经主管领导批准后方可实施。3.5在设计、选用防误装置时，应考虑：3.5.1电气防误操作装置的结构应简单可靠，操作维护方便，尽可能不增加正常操作和事故处理的复杂性。3.5.2电气防误操作装置应满足设备在各种运行方式下的倒闸操作。3.5.3电气防误操作装置应具有紧急解锁装置和专用工具等。258 3.5.4电气防误操作装置的安装，应不影响设备的主要技术性能（如：开关的分、合闸时间和速度，刀闸的分、合闸位置等）。3.5.5使用电磁锁、微机闭锁装置时，其工作电源应与保护、控制回路电源分开。3.5.6电气防误操作装置应有防雨、防锈、防腐等措施。3.6系统工作原理3.7系统配置及功能3.7.1模拟屏3.7.2工控机3.7.3主机3.7.4显示器3.7.5专用键盘3.7.5.1专用键盘是工控机的输入设备，包括操作面板和辅助键盘。3.7.5.2辅助键盘3.8电脑钥匙3.8.1电脑钥匙（简称ＳuperＫey）又名闭锁控制器或操作监控器，它监控操作人员按照防误规则实施操作。3.8.2电脑钥匙的主要功能：3.9五防编码锁3.9.1电气锁3.9.2机械锁４系统正常操作使用流程4.1预备模拟4.2进入模拟操作4.3资料传送4.4倒闸操作4.5操作汇报4.6电脑钥匙操作方法：4.6.1接收信258 4.6.2解锁操作4.6.2.1操作电气锁4.2.1.2操作机械锁4.6.3备用充4.6.3.1充电方法：4.6.3.2注意事项：５紧急解锁操作事故或其它紧急情况下，允许紧急解锁操作，但应严格按照紧急解锁操作的注意事项和管理条款执行。闭锁系统提供两种方式紧急解锁，一种是利用电脑钥匙进行智能解锁，另一种是直接用解锁钥匙进行解锁。5.1电脑钥匙进行智能解锁5.2直接用解锁钥匙解锁在特殊情况下，操作人员可使用电气或机械解锁锁钥去现场直接解锁。5.2.1电气编码锁的应急解锁5.2.2机械编码锁的应急解锁5.2.3注意事项：5.3紧急解锁操作的管理5.3.1紧急解锁操作必须是在事故处理或装置失灵时，经当值长同意方可使用，并应在值班记录上做好记录备查。不得擅自解锁。5.3.2运行现场配备解锁钥匙一套，由安生部或运行车间盖章封存，运行人员按值交接。无故启封，按擅自解锁考核。６系统维护保养和故障处理6.1为了确保电气防误操作装置的正常运行，该装置的日常维护工作由维护车间维护班负责。6.1.1经常对电气防误操作装置进行巡视检查（每周不少于一次）；6.1.2定期对电气防误操作装置锁具进行加油润滑（每月不少于一次）；6.1.3处理电气防误操作装置的一般故障。6.2.运行各值应将电气防误操作装置运行情况列入交接班内容进行交接。6.3紧急解锁钥匙存放在控制室内，由运行当班值长保管，按值移交。258 6.3.1防误装置在正常操作中发生异常情况时，应立即报告本班装置专职人，待查明原因，确认操作程序无误后，当值班长有权批准进行解锁操作，但应做好相应的安全措施和详细记录，事后必须向车间专责人报告。6.3.2在事故处理中，防误装置发生异常现象时，可不经批准进行解锁操作，但事后必须向本单位防误装置专职人报告。6.4发电车间设立紧急解锁钥匙使用登记本。运行开、停机及其它倒闸操作需要使用解锁钥匙时，应由值班长和操作人分别在登记本上登记。6.5其它单位人员需要借用时也应经过值班长同意，并在登记本上登记，使用完后，应及时交回，并在登记本上记录交回时间。6.6运行值班人员发现刀闸锁和网门锁损坏时，应及时填写缺陷票，通知检修人员处理。6.7进出高压开关室、负荷开关室及220KV升压站时应随手关门，工作结束后应及时锁上门。6.8如在开关室、220KV升压站等场所施工时，应设专人监护。同时做到人走门锁。6.9系统保养6.9.1模拟屏⑴扭动模拟屏上的把手不可用力太大，方向要正确⑵模拟操作时动作频率不要太快，待电脑响应当前操作后再进行下一步。⑶模拟屏外框应有良好接地。⑷定期清洁模拟屏，保持干净美观。⑸环境温度Ｔ：⑹环境湿度：6.9.2控制电路控制电路部分位于模拟屏后面，除非故障处理或特殊需要，不要改变其连接方式。故障处理完毕，应全面测试其各部分连接正确。6.9.3电脑钥匙和充电/通讯装置⑴存贮温度Ｔ：⑵存贮湿度：258 ⑶工作电源不要随意接外电源，以防过压。⑷电脑钥匙避免强烈振动、摔打。⑸电脑钥匙发出“电压低，请充电”报警时，应及时充电。⑹电脑钥匙的编码头不要强力按压或扭动。⑺不许打开电脑钥匙，拆装内部零配件。6.9.4五防编码锁⑴定期检查电气锁的电极弹力是否良好，避免和电脑钥匙接触不良。⑵定期检查机械锁及其套件原闭锁情况是否良好。⑶定期向要机械锁锁孔加注润滑油，保证上锁和解锁顺利。⑷更换坏锁时，应注意新锁编码与原编码保持一致。6.10常见故障处理6.10.1现场实际操作故障处理6.10.2备用充电座故障处理6.10.3传输操作票故障处理6.10.4模拟操作故障处理附加说明：1防误装置管理实行公司、车间、班组“三级”负责制的管理形式。2发电车间应结合生产现场的实际情况，按照有关运行规程和反事故措施的要求，制订本部门具体的维护管理办法。3防误装置的缺陷管理应与相应的电气设备缺陷管理相同，列入考核内容。4根据事故性质和所产生的后果，对有关责任者除按月度业绩效考核外，还要进行政和经济处罚。5未经有关部门批准许可，擅自拆除或停运、解锁者，扣除当事人当月绩效奖金。6.因擅自解锁、拆除、停运防误装置而导致误操作事故责任者，按事故考核办法加重处罚。7.电气防误操作装置的停运，必须向生安部办理停运申报手续，经总工程师批准后方可将防误装置退出运行。258 第十六册柴油发电机运行规程Q/*****-JS-YX016-20171、主题内容及适应范围1.1本规程规定了铜湾水电厂柴油发电机组的运行方式、运行操作、日常维护和事故处理；1.2本规程适用于铜湾水电厂柴油发电机组的运行维护及事故处理；1.3铜湾水电厂全体发电运行人员应掌握本规程，生产技术管理人员及检修维护人员应熟悉本规程。2、引用标准2.1英国威尔信公司《发电机技术操作及维修保养手册》2.2《电业安全工作规程》相关部分3、主要技术参数和技术规范3.1柴油发电机的主要参数如下：项目参数项目参数型号P440E1频率HZ50视在功率KVA440功率因数COSα=0.8额定功率KW352相数（相）3额定电压V400/230转数rpm1500额定电流A635防护等级IP233.2柴油发电机运行时冷却水温正常值为85℃左右；3.3柴油发电机蓄电池电压正常值为24-28V左右；3.4柴油发电机运行时油压正常值为35-60P.S.I左右；4、柴油发电机运行规定4.1一般规定4.1.1柴油发电机操作人员必须经过专业培训，并经考试合格后，方可有权操作，禁止无操作权的人员操作启动柴油发电机组；4.1.2柴油发电机的启动操作必须经发电运行当班值守值长同意，其他单位或个人无权指挥柴油发电机组的运行；258 4.1.3柴油发电机操作人员必须在统一指挥下进行操作，在危及人身、设备的安全紧急情况下，值班人员有权当即处理；4.1.4发电运行人员应加强柴油发电机组的巡视，对发现的问题应及时处理或通知有关人员，并做好有关记录；4.1.5在往柴油发电机油箱注入燃料时或在蓄电池附近，严禁抽烟和使用明火；4.1.6在柴油发电机设备区域内应配备数量足够的灭火器；4.1.7柴油发电机底架上的燃料箱可提供全负载情况下6小时的燃料；4.1.8柴油发电机应定期进行启动试验，并做好有关记录。试验时，操作人员应密切监视其运行状况，对柴油发电机组在运行中出现的问题，应及时做好详细记录，并及时通知专业人员处理。4.1.9柴油发电机运行时，不要打开散热器的盖子，不要加入大量的冷却水；4.1.10无特殊情况不得按紧急停机按钮停机，应先拉开柴油发电机出口开关，让柴油发电机空载运行3分钟后再将控制开关切至“停机”位置停机。4.2运行方式4.2.1柴油发电机组以手动控制方式为主，自动控制方式为辅；4.2.2柴油发电机组备用状态时各相关4OOV开关及控制开关位置：4.2.2.1柴油发电机出口开关“断开”位置；4.2.2.2柴油机至400V厂用1I段上的联络开关120应在断开位置。4.2.2.3柴油发电机ACCESS智能4000控制屏上紧急停机自锁按钮应在“复归”位置；4.2.2.6柴油发电机ACCESS智能4000控制屏机组控制开关置“切除”位置；4.3定期工作4.3.1每周星期五中班应对柴油机进行操作检查，启动柴油机运行5分钟。4.3.2每月应对柴油发电机进行操作检查，启动柴油发电机带上至少50%负载运行1—2小时（一直没有带负载的备用机）；4.3.3每月20日应测量蓄电池端电压。4.4巡视检查4.4.1检查柴油发电机组各开关及控制开关在备用状态；258 4.4.2检查柴油发动机机油及冷却水状态，不够时应通知专业人员处理；4.4.3检查柴油发电机柴油油位正常，不够时应通知专业人员处理；4.4.4检查柴油发动机冷却风扇与发电机皮带的松紧正常；4.4.5检查所有软管接合处是否有破损或松脱现象；4.4.6检查蓄电池电极有无腐蚀，电解液液位是否正常；4.4.7检查空气滤清器阻塞指示器有无报警；4.4.8检查柴油发电机组周围场地清洁，无影响机组安全运行的物品；4.4.9检查机组燃料系统、冷却系统及润滑机油油封有无泄漏现象；4.4.10检查冷却通风网有无阻塞现象；4.4.11检查柴油发电机机组温度正常。4.5运行操作4.5.1手动启动空载运行4.5.1.1按4.4项的要求进行开机前的检查；4.5.1.2检查紧急停机按钮已复位，复归所有故障告警信号将控制系统复位；4.5.1.3检查柴油机出口开关及120开关确在“断开”位置4.5.1.4将柴油发电机ACCESS智能4000控制屏机组控制开关置“手动”位置；4.5.1.5检查机组有无异常噪音及振动;4.5.1.6检查液体及排烟管有无泄漏现象；4.5.1.7检查控制屏有无异常显示，特别是有无异常高温或异常低油压报警，油压应在开机后10—15秒内达到正常范围。4.5.2手动开机带厂用负荷运行。4.5.2.1按4.5.1项的要求手动启动柴油发电机；4.5.2.2检查柴油发电机运行正常;4.5.2.3合上柴油发电机出口开关；4.5.2.4检查120开关确在断开位置;4.5.2.5检查100开关确在断开位置;4.5.2.6检查102开关确在断开位置;4.5.2.7合上柴油发电机出口至厂用400V1I段母线联络开关120开关。4.5.2.8检查厂用400V1I母线电压正常。258 4，5，2，9检查厂变AT1低压侧110开关确在断开位置。4．5．2．10合上100开关，并检查400V厂用1段母线电压正常。4．5．2．11检查厂变AT2低压侧130开关确在断开位置。4．5．2．12合上102开关，并检查400V厂用Ⅲ段母线电压正常.4.5.2.13检查Ⅰ.Ⅱ.Ⅲ段厂用屏所有的失压脱扣电源开关位置正确4,5,2,14恢复1#、2#、3#、4#机机旁动力屏电源.4.5.3.13拉开厂用I段母线上除:照明配电屏I段电源，1#、2#、3#、4#、机机旁动力屏，检修动力屏，检修排水泵，渗漏排水泵，厂区排水泵，直流系统，计算机室控制电源，以外的其它所以负荷开关.4.5.3.14在进行此项运行操作时应确保同时启动的厂用负荷不大于352KW。4.5.3正常手动停机4.5.3.1检查柴油发电机所带负荷已转移，120开关确在断开位置；4.5.3.2拉开柴油发电机出口开关，让发电机在无负载情况下运转几分钟以便冷却；4.5.3,3将柴油发电机ACCESS智能4000控制屏机组控制开关置“停机”位置；4.5.4自动启动空载运行试验4.5.4.1按4.4项的要求进行开机前的检查；4.5.4.2检查紧急停机按钮已复位，复归所有故障告警信号将控制系统复位；4.5.5.3检查柴油发电机二次接线正确；4.5.5.4检查120开关确在断开位置;4.5.5.5检查110开关确在断开位置;4.5.5.6检查130开关确在断开位置;4.5.5.7模拟400VI、II.Ⅲ母线失压，110,130开关跳闸，外来电源失电的情况；4.5.5.8将柴油发电机ACCESS智能4000控制屏机组控制开关置“自动”位置；4.5.5.9检查柴油发电机自动启动正常，柴油发电机出口开关自动合闸正常。4、设备异常及故障处理故障类别现象处理柴油机启动故障1.检查紧急停机按钮是否复位；2.检查控制开关是否在停机位置；258 当自动启动信号输入后不能启动柴油机1.检查控制屏上的电池电压是否正常，如无电压，检查保险丝是否熔断，否则应通知维护人员处理；2.将控制开关切至启动位置，检查马达或电磁铁是否故障；3.如线路无损坏则更换印刷电路板。柴油机启动故障柴油机转动但不能着机或柴油机启动着机20秒后停止1.检查燃料油位是否正常；2.检查燃料管道及过滤器是否堵塞；3.检查燃料控制线圈（FCS）接线及其电压是否正常；4.检查交流发电机电压测量保险F1、F2、F3是否正常；5.如果排气系统有白烟冒出则说明燃油已进入发动机，但柴油机不着车，应通知维护人员检查处理；6.如外界环境温度太低，可进行热启动；7.检查印刷电路板到燃料控制线圈的电压，如无电压，则更换印刷电路板。柴油机因高温而停机高水温故障灯亮1.检查柴油机是否过载；2.检查散热器有无堵塞；3.检查风扇皮带松紧程度；4.检查外界温度是否符合发电机设计范围；5.当柴油机冷却后，检查冷却水位是否正常；6.故障排除后，将控制开关切至停机位置，复归故障信号；7.拉开柴油发电机出口150开关，空载运行10分钟。过速停机过速故障灯亮1.检查调速器速度控制杆有无移动；2.更换印刷电路板；258 1.故障排除后，将控制开关切至停机位置，复归故障信号。低油压报警低油压报警灯亮1.检查柴油机油位是否正常；2.用测试表检查油压开关，如有问题则换掉；3.故障排除后，将控制开关切至停机位置，复归故障信号。第十七册水库调度运行规程Q/*****-JS-YX017-2017258 1．主题内容与适用范围1.1本规程以《水电厂工程初步设计报告》、《水电厂工程蓄水安全鉴定建设管理工作报告》以及国家近期颁发的规程、规范为基础，规定了水电厂水库调度工作的基本任务、原则、方法和要求。1.2本规程适用于水电厂水库运行管理和水库调度工作。1.3水电厂水调、运行人员应掌握本规程,生产技术管理人员应熟悉本规程。2．引用标准2.1《水电厂工程初步设计报告》（江西省水利水电勘测设计院2005年12月）2.2《水电厂防洪管理办法》（能源部1988年5月颁）2.3《水库大坝安全管理条例》（国务院1991年3月颁）2.4《中华人民共和国防汛条例》（国务院1991年6月颁）2.5《大中型水电站水库调度规程》（国家质量技术监督局1998年9月颁）2.6《水电厂工程蓄水安全鉴定建设管理工作报告》（2007年10月）3．总则3.1水库调度的任务：确保大坝安全运行，充分发挥水库最大的发电、航运、防洪等综合利用效益。3.2水库调度的职责范围3.2.1进行水库水文、气象观测和水文、气象预报工作。3.2.2收集水库流域有关的水文、气象资料，编制洪水预报方案及中、长期水文、气象预报方案。3.2.3运用水文、气象预报成果，编制水库年、月、旬运行计划，含防汛计划和发电计划。3.2.4汛期根据水情测报和洪水预报，指导水库防汛，进行洪水调度，确保大坝安全和上、下游人民生命财产的安全。3.2.5把握时机合理蓄水、用水，及时提出水库运行方式的建议，确保厂年度发电计划的完成和超额完成。3.2.6258 汛末对水库流域人类活动影响径流、库区淹没、库周土地利用、上、下游防洪、航运以及大坝安全与发电等综合利用进行调查研究，认真总结经验，提出水库调度的总结报告。3.2.7接收公司水库调度令，开闸泄洪时与当地防汛、航运、港监等部门联系、协调。3.2.8承担紧急情况下的水库调度工作。3.3铜湾工程特性表及流域情况简介3.1工程特性表序号名称单位数量备注一水文1流域面积全流域km286163坝址以上km2417202利用的水文系列年限年503代表性流量多年平均流量m3/s863多年平均年径流量亿m3272正常运用（设计）洪水标准及流量m3/s23800（P=2.0%）非常运用（校核）洪水标准及流量m3/s33700（P=0.2%）二水库1水库水位校核洪水位m158.41（P=0.2%）设计洪水位m154.02（P=2.0%）正常蓄水位m152.5死水位m150.502回水长度km40.163水库容积亿m32.11258 总库容（校核洪水位以下库容）正常蓄水位相应库容亿m31.2调节库容（正常蓄水位至死水位）亿m30.233死库容亿m30.967调节性能日调节三下泄流量及相应下游水位1设计洪水位时最大下泄流量m3/s23104相应下游水位m152.842校核洪水位时最大下泄流量m3/s32561相应下游水位m156.723机组满发流量m3/s1839.764台机组满发相应下游水位m140.32单机满发为138.59m四工程效益指标1发电效益装机容量MW180保证出力（P=90％）MW39.3多年平均年发电量亿kw.h7.111年利用小时数h3950五主要建筑物及设备1挡水建筑物型式砼重力坝右岸接头地基特性南沱冰渍含砾砂质板岩地震基本烈度/设防烈度6度不设防顶部高程（坝）m164.00最大坝高m43顶部长度m404.45258 2泄水建筑物溢流堰型式WES堰地基特性南沱冰渍含砾砂质板岩堰顶高程m137.00溢流孔口数量孔10溢流孔口尺寸m20×16.5宽×高最大单宽流量m3/（s.m）134.55校核洪水消能方式底流消能工作闸门形式钢质弧门液压启闭检修闸门形式钢质叠梁门移动门机启闭3通航建筑物型式单极船闸船只吨位t500设计船只尺寸m91×9.2×1.3长х宽х吃水深年设计通过能力万t/a166闸室有效尺寸m100х12х3.0长х宽х吃水深最大通航流量m3/s8900相当P=50%洪水最小通航流量m3/s268通航保证率95%上游最高通航水位m152.50上游最低通航水位m150.50水库死水位下游最高通航水位m145.27相当P=50%洪水下游最低通航水位m138.10通航保证率95%4厂房型式河床式地基特性南沱冰渍含砾砂质板岩主厂房尺寸（长×宽×高）m83.45×主厂房运行层净宽19.5m258 76.73×47.19水轮机安装高程m128.2运行层地面高程m141.1安装场地面高程m149.15开关站型式户内GIS地基特性南沱冰渍含砾砂质板岩面积（长×宽）m247.5×236主要机电设备(1)水轮机台数台4型号GZ4BN28A-WP-710灯泡贯流式转轮直径m7．1单机额定出力MW46．32单机最大出力MW48.58额定转速r/min83.33最大毛水头m14.0最小毛水头m6.0加权平均水头m12.5额定水头m11.0额定流量m3/s459．79机组安装高程m128.2(2)发电机台数台4型号SFG45-72/7550单机额定容量MW45额定电压kV10.5额定功率因数0.95（滞后）258 额定转速r/min83.33飞逸转速r/min276调速器型号WST-150-6.3油压装置型号YZ-8.0-6.3冷却方式具有空气冷却器的密闭循环强迫通风一次冷却励磁方式自并激可控硅静止励磁3.2流域情况简介沅江属洞庭湖水系，为洞庭湖四水之一，位于北纬26°～30°，东经107°～112°，发源于贵州省东南部，有南北两源，南源龙头江出自贵州省都匀县的云雾山，又称马尾河，习惯称沅江之源；北源至安江出自麻江及平越县之间大山，又称诸梁江，两水在贵州省炉山县汊河口相汇合后称清水江，东流至黔城与舞水，汇合后称沅江，然后经会同、黔阳、怀化、溆浦、辰溪、泸溪至沅陵折向东北，经桃源、常德、汉寿由德山入西洞庭的目平湖，全长1033km，落差1035m，流域平均坡降0.594‰，流域面积86163km2。沅江干流清水江自銮山进入江西省境后，依次于托口（下）、黔城、雄溪（原洪江市）、大江口、辰溪、泸溪、沅陵等地分别有渠水、舞水、巫水、溆水、辰水、武水和酉水等七大支流汇入，七大支流汇总面积54244km2，占沅江流域面积的61﹪。沅水上游多为高山峡谷，属云贵高原一部分，山岭海拔高程多在1000m以上，最高达2178.8m；中游河段地貌上表现为中低山及丘陵区，山岭海拔高程500～1100m；下游则为低矮丘陵与冲、湖积平原，海拔高程在200m以下。水电厂即处在沅水中游安江至铜湾河段内，坝址位于江西省怀化市中方县铜湾镇上游约0.5km处，坝址控制流域面积为41720km2，占全流域面积的46.8﹪，以发电为主，兼顾航运等综合利用。沅水上游清水江上建有三板溪水库，集雨面积为11051km2，规划的有天柱和托口（下）水库，集雨面积分别为16900km2和24450km2，三板溪为多年调节水库，天柱和托口为不完全调节水库，这三个水库对铜湾电站的径流有调节作用。4．水库水文、气象观测258 4.1水库基本水文、气象观测和资料积累是水库调度工作的基础。铜湾水库设坝上水位站、坝下水文站，进行水文气象基本项目的观测。4.2水文、气象观测必须做到“四随”（随测算、随发报、随整理、随分析）、“四不”（不早测、不迟测、不错测、不漏测）、“两禁”（禁止涂改、禁止伪造）。4.3水库水文、气象观测各项技术指标（包括设站、仪器布置、观测要求、资料整编等）必须严格按照《水文测验试行规范》、《水文测验手册》、《地面气象观测规范》等规程规范的规定进行。4.4建有自动测报的水位站，应设有标准校核水尺，需进行定期和不定期的人工校测，如仪器故障，未恢复正常运行之前，应按规定进行人工观测。4.5坝上水位是水库发电、防洪、航运等综合利用的基本控制水位，要保证水位的可靠性和准确性。自动测报水位规定每月1、15号9:00前进行定期校测，并根据水情紧张程度、自动测报系统仪器运行状况可随时进行校测。校测应记录完整，资料归档。5．水文、气象预报5.1水文、气象预报是为水库调度服务的，是指导水库合理运用和汛期防汛的重要依据，因此水电厂应有等级较高的水库洪水预报方案和中长期水文、气象预报方案，在水情自动测报系统、水库调度自动化系统中，应列入软件开发与研制的重要内容，并不断补充完善，以提高作业预报的精度。5.2洪水预报方案应具有人工置数的计算机独立预报方案或简单手算方案，以确保特殊情况下能提供洪水预报。5.3汛期凡流域有降水，就应及时作洪水预报。每次洪水预报后，需密切注视水情，随时对预报值进行补充和修正，或提出下一时段新的预报成果。5.4每次洪水过后，需进行预报与实际过程的比较，按《水文情报预报规范》进行评定、分析产生误差的原因，总结经验。5.5中长期预报应提供下列预报成果5.5.1每年6月下旬提出下年度入库流量预报趋势，年内分配到月或旬，编制下年度水库运行计划。5.5.2二月底提出本水文年度（当年3月至下年3月）入库流量预报，年内分配到月或旬。258 5.5.3每月15日前提出下月入库流量修正预报，月内分配到旬，编制下月发电计划。5.5.4六月底前提出本水库流域雨季结束日期和干旱情况专题预报。5.6短期天气预报：在汛期特别是流域降雨已经发生时，应提供未来6小时、12小时流域平均面雨量预报和24小时、48小时趋势预报。6．防洪调度6.1防洪调度任务水库洪水调度要贯彻“以防为主”的方针，确保大坝安全。当遇设计标准洪水时要求做到不垮坝、不漫坝、不淹发电厂房；当遇超标准洪水时，要尽量使损失减少到最低程度。同时在不影响防洪安全的情况下，抓住一切有利时机尽可能多的拦蓄、储备水源，增发电量，充分发挥水库的综合效益。6.2调度原则6.2.1设法确保水电厂枢纽设计任务的完成，贯彻执行以发电为主，兼有航运的综合利用原则。6.2.2洪水起涨段采用预报预泄方式腾库运行。6.2.3正确处理大坝安全、发电、防洪、航运的关系。当发电、防洪、航运与大坝安全发生矛盾时，一切服从大坝安全；当发电、航运与防洪发生矛盾时，一切服从防洪。充分发挥水电站的工程效益。6.2.4如遇特大暴雨洪水或其他严重险情危及大坝安全，而又来不及或通讯中断无法与上级联系时，可按批准的度汛方案，采取非常措施，确保大坝安全，同时应通过一切途径通知下游地方政府，组织群众安全转移。6.3调度方式6.3.1充分利用水情自动测报系统、水库调度自动化系统进行洪水预报调度。6.3.2每一次洪水，当入库洪峰流量和水库最高水位过后，需继续重视水文、气象预报，根据退水规律不断修正退水预报，及时拦蓄洪尾部分水量，以增加发电效益。6.3.3拦蓄洪尾时，要密切注视水情变化，闸门全关后，库水位不能低于152.5m。6.4库水位运行方式258 库水位控制总体原则：当10孔闸门未全部全开时，库水位不允许超过152.5m运行；非因工程特殊要求，库水位不允许低于150.5m运行。6.5洪水调度洪水调度规则：厂房的设计洪水标准为50年一遇，校核洪水为500年一遇。在遇厂房设计洪水标准及以下洪水时，电站可视水头情况决定是否正常发电运行，但当入库流量大于13600m3/s时，闸门全部全开，自由泄流。50年一遇以下的洪水，上游最高洪水位为设计洪水位154.02m，50年一遇到500年一遇的洪水，上游最高洪水位为校核洪水位158.41m。6.6泄洪闸门的运行6.6.1泄洪区分类：铜湾电站泄洪闸门有10孔，分为左、右两个泄洪区，左区设4孔泄洪闸门，位于溢流闸坝左侧，右区设6孔泄洪闸门，位于溢流闸坝右侧；各闸门尺寸（宽×高）都是20×16.56.6.2闸门启闭原则、要求：6.6.2.1确保泄水建筑物的安全运行。6.6.2.2不影响、不危及电厂厂房与船闸等建筑物的安全。6.6.2.3不危及大坝下游两岸防护工程安全。6.6.2.4在各种泄水条件下，消力池均要求能形成完整的底流水跃消能流态，消力池内不允许出现远驱水跃，波状水跃和折状水流，以及大回旋流。6.6.3闸门调度方案对于多孔泄洪的低坝工程，闸门调度是十分重要而复杂的问题。它直接关系到大坝的泄洪能力、坝下消能防冲效果、电站发电出力以及船闸等建筑物的安全运行。根据模型试验报告，溢流坝10孔弧门具体调度方式如下：6.6.3.1当上游来水量Q来≤4350m3/s时，同步均匀开启3＃、4＃、5＃三孔（或间隔开启2＃、4＃、6＃）弧门，闸门可以从允许的最小开度到开启6m，以控制上游水位152.5m。这时1＃、2＃、6＃（或1＃、3＃、5＃）三孔开启一个最小开度，使其对应的部位有一小股水流来干扰消力池内回流等不利流态的形成。另外，本步骤也采取1＃～6＃六孔弧门同步均匀开启3m以下开度来完成。6.6.3.2当上游来水量4350m3/s