居甫渡水电厂运行规程2015版.doc

1 前前 言言 为了贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，为给运行值班人员 提供准确、可执行的运行维护依据，确保人身和设备安全，保障运行人员在 生产过程中有章可循、有据可依，安全生产，特对本规程进行修订。 下列人员应熟悉和贯彻本规程： 公司主管生产的总经理、总工程师、副总工程师、生产技术部全体人员、 电厂厂长、专责工程师。 下列人员应掌握并严格执行本规程： 值长、运行值班人员。 本规程由以下人员修编、审核、审定、批准： 本规程修编人：张金华 王冬亮 罗建生 朱文富 高红盈 王天顺 陶光辉 师尉埙 本规程审核人：余泽发 王加徳 本规程审定人： 本规程批准人： 本规程由云南大唐国际李仙江流域水电开发有限公司发电部负责解释。 I 目目 录录 第一章第一章 概概 述述1 1.电厂概况.1 2.电厂接入系统方式及调度、集控范围划分1 2.1 电厂接入系统方式 .1 2.2 省调调度管辖设备 .1 2.3 省调调度管理、水电厂管辖设备.1 2.4 集控中心调控管辖范围 .1 2.5 水电厂管辖设备 .1 2.6 集控中心运行操作范围 .2 2.7 电厂集控运行操作范围 .2 3.220KV 开关站 2 3.1 220KV 开关站设备配置 .2 3.2 220KV 开关站设备控制 .3 3.3 220KV 开关站设备闭锁逻辑 .3 3.4 220KV 开关站控制电源系统 .4 4.水工建筑物.4 4.1 大坝 .4 4.2 泄水建筑物 .4 4.3 引水系统 .5 4.4 闸门控制系统 .6 5.厂房.7 5.1 主厂房 .7 5.2 安装场、卸货平台.7 5.3 副厂房 .7 5.5 中控楼 .8 5.6 GIS 开关楼8 5.7 尾水建筑物 .8 6.水轮发电机组.8 6.1 水轮机 .8 6.2 发电机 .9 6.3 发电机进相运行.9 7.发电机励磁系统.9 7.1 励磁系统性能 .10 7.2 励磁调节器 .10 7.3 可控硅整流桥 .12 7.4 起励及灭磁 .12 8.水轮机调速器系统.13 8.1 调速器系统基本情况 .13 8.2 调速器系统电源结构 .13 8.3 调速器测频系统 .13 II 8.4 调速器控制柜 .13 8.5 调速器液压系统 .14 8.6 调速器的运行方式 .14 8.7 调速器工作流程 .15 8.7.1 自动开机 15 8.7.2 自动运行 15 8.7.3 负载运行 15 8.7.4 自动停机 15 8.7.5 甩负荷 15 8.7.6 手动开机 16 8.7.7 手动停机 16 8.7.8 紧急停机 16 8.8 闭环手动操作说明.16 8.9 调速器故障自动处理过程表 .16 9.主变压器.17 9.1 主变压器基本情况 .17 9.2 主变冷却系统电源 .17 9.3 主变冷却器控制 .17 10.厂用电系统.18 10.1 10KV 高压厂用电系统 .18 10.2 400V 厂用电系统18 10.3 坝区供电系统结构 .19 10.4 10KV 开关柜 .19 10.5 低压 400V 开关柜.20 11.直流系统.20 12.油系统.21 12.1 透平油系统 .21 12.2 绝缘油系统 .21 13.技术供水系统.21 14.排水系统.22 14.1 排水系统的组成 .22 14.2 各排水系统主要设备配置及启停设置 .22 14.3 排水系统的控制 .22 15.消防供水.23 16.气系统.23 16.1 高压气系统组成 .23 16.2 低压气系统组成 .23 16.3 空压机的控制 .24 16.2 空压机的自动启停 .24 17.同期系统.25 18.测量.25 18.1 电气测量系统 .25 III 18.2 非电量测量系统 .25 19.继电保护及自动装置.26 19.1 保护装置概述 .26 19.2 发电机保护 .26 19.3 主变压器保护 .27 19.4 高压厂用变保护 .28 19.5 低压厂用变保护 .28 19.6 励磁变保护 .28 19.7 220KV 母线保护 .28 19.8 220KV 线路保护 .28 19.9 线路重合闸装置 .28 19.10 故障录波器 .29 20.水机保护.29 20.1 动作于停机的保护 .29 20.2 动作于发信号的保护 .29 21.计算机监控系统.29 21.1 监控系统结构 .29 21.2 监控系统电源结构 .30 21.3 监控系统的主要功能 .30 21.4 监控系统的监视与控制.31 21.5 监控系统状态及指示.32 21.6 监控系统机组启动流程 .33 21.7 监控系统机组停机流程 .33 22.工业电视系统.33 22.1 系统构成 .33 22.2 监视点位置及类型 .33 22.3 图像监控功能 .35 22.4 报警功能 .36 23.机组振动摆度系统.36 24.坝区 UPS 系统.37 24.1 坝区 UPS 系统概述37 24.2 系统组成 .37 24.3 UPS 主机功能.37 24.4 UPS 主机主要特点.38 24.5 工作原理.38 25.五防闭锁系统.39 25.1 五防闭锁系统概述 .39 25.2 UT-2000型微机防误操作系统的组成.39 25.3 UT-2000型微机防误操作系统的使用.40 25.4 现场操作 44 25.5 地线号的使用与管理 46 26 通风系统.47 IV 第二章第二章 设备设备技技术规术规范范48 1.水轮机设备规范.49 2.发电机系统设备规范.50 2.1 发电机参数 .50 2.2 发电机电抗值 .52 2.3 时间常数 .53 2.4 发电机出口断路器技术参数 .53 2.5 发电机出口断路器参数 .54 2.6 发电机出口隔离开关参数 .55 2.7 发电机出口接地刀闸参数 .55 2.8 离相封闭母线主要技术参数 .56 2.9 离相封闭母线绝缘子额定参数 .56 2.10 发电机中性点消弧线圈技术参数 .57 2.11 发电机出口电压互感器技术参数 .57 2.12 发电机出口电流互感器主要技术参数 .58 2.13 发电机中性点引出母线内的电流互感器 CT 技术参数58 2.14 发电机出口保护电容器主要技术参数 .59 2.15 发电机出口断路器 SF6 气体压力.59 2.16 发电机油、水、气用量59 3.变压器设备规范.60 3.1 主变压器技术参数 .60 3.2 主变冷却器规范 .61 3.3 主变中性点套管型电流互感器 .61 3.4 主变分接头开关位置 .62 3.5 主变中性点隔离开关技术参数 .62 3.6 主变中性点电流互感器技术参数 .62 3.7 主变中性点避雷器技术参数 .63 4.励磁系统设备规范.64 4.1 励磁系统技术参数 .64 4.1.1 励磁系统64 4.1.2 灭磁设备64 4.1.3 励磁系统运行参数64 4.1.4 励磁调节器主要参数65 4.1.5 可控硅整流装置技术参数65 4.2 励磁变压器技术参数 .65 4.3 可控硅整流装置技术参数 .66 4.4 励磁调节器技术参数 .67 4.5 灭磁装置技术参数 .67 5.调速系统设备规范.67 5.1 调速器机械柜 .68 5.2 调速器电气柜 .68 V 5.3 油压装置参数 .69 6.220KV GIS 设备规范.69 6.1 ZF16-252 型 GIS 设备主要技术参数69 6.2 220KV 断路器主要额定参数 .70 6.3 HMB-4 型液压弹簧机构主要技术参数71 6.4 隔离开关的主要额定参数表 .72 6.5 快速接地开关技术参数表 .73 6.6 检修接地开关技术参数表 .74 6.7 SF6 /空气套管技术参数表.75 6.8 气管母线 GIB 技术参数表.76 6.9 伸缩节技术参数表 .77 6.10 盆式绝缘子技术参数表 .77 6.11 电流互感器主要技术参数 .77 6.12 电压互感器主要技术参数 .78 6.13 避雷器主要技术参数 .78 7.10KV 配电装置设备规范79 7.1 10KV 真空断路器 .79 7.2 10KV 真空负荷开关 .80 7.3 10KV 开关柜电压互感器 .80 7.4 10KV 开关柜电压流感器 .81 7.5 10KV 高压熔断器 .81 8.厂用 400V 配电装置技术参数81 8.1 厂用 400V 盘柜技术参数.82 8.2 塑壳断路器 .82 8.3 400V 母线槽额定参数82 9.220KV 线路设备技术参数 83 9.1 220KV 线路氧化锌避雷器技术参数 .83 9.2 220KV 电容式电压互感器技术参数 .84 9.3 220KV 线路滤波器 .84 9.3.1 高频阻波器 84 9.3.2 结合滤波器 84 10.厂用变压器设备规范.85 10.1 10KV 厂用变压器（3 台） 86 10.2 坝区变压器（2 台）86 10.3 机端变压器（3 台）87 10.4 隔离变压器（1 台）88 11.直流系统设备规范.89 11.1 直流系统技术参数 .90 11.2 微机控制高频开关电源柜技术参数 .90 11.3 微机绝缘监测装置技术参数 .91 11.4 电池巡检装置技术参数 .91 12.油系统设备规范.92 VI 12.1 透平油设备 .93 12.2 绝缘油系统设备技术规范.95 13.水系统设备规范.97 13.1 渗漏排水潜水泵 .98 13.2 检修排水潜水泵 .99 13.3 大坝廊道渗漏排水深井泵 .100 13.4 消力池渗漏排水深井泵 .101 13.5 机组技术供水滤水器主要技术参数 .102 13.6 主变技术供水滤水器主要参数 .103 13.7 主变技术供水自动排污阀 .104 13.8 机组技术供水自动排污阀 .104 13.9 厂房应急排水泵（2 台） 104 14.气系统设备规范.105 14.1 高压空压机（2 台）105 14.2 低压空压机（2 台）106 14.4 高压冷干机 .106 14.4 低压冷干机.107 14.5 高压储气罐 .107 14.6 低压储气罐 .108 15.闸门设备规范.109 15.1 溢洪道闸门技术规范 .109 15.2 冲沙洞闸门技术规范 .110 15.3 尾水出口平面检修闸门 .111 15.4 进水口闸门 .111 16.调度数据网设备规范.113 17.坝区 UPS 设备技术规范.113 18.五防闭锁系统技术规范.115 19.通风系统技术规范.115 第三章第三章 机机组组启启动动前的准前的准备备116 1.厂用电系统.117 2.直流系统.117 3.电气一次系统.117 4.电气二次系统.117 5.油、气、水系统.117 6.引水系统.118 7.水轮机.118 8.调速系统.118 9.发电机.119 10.励磁系统.119 第四章第四章 运行操作运行操作119 VII 1.厂用及坝区供电系统操作.120 1.1 厂用系统正常运行方式.120 1.2 坝区供电系统正常运行方式.120 1.3 厂用断路器操作规定.120 1.4 10KV 高压断路器手动储能操作 .120 1.5 10KV 高压断路器由“检修-工作”位置操作.120 1.6 10KV 高压断路器由“工作-检修”位置操作.121 1.7 400V 低压断路器手动储能操作121 1.8 400V 低压进线或联络断路器由“分离-工作”操作.121 1.9 400V 低压进线或联络断路器由“分离-抽出”操作.122 1.10 400V 低压动力盘负荷开关由“检修”转“运行”操作.122 1.11 400V 低压动力盘负荷开关由“运行”转“检修”操作.122 1.12 10KV 母线停电倒闸操作 .123 1.13 400V 母线停电操作123 1.14 厂用母线（10KV、400V）的恢复送电操作123 1.15 400V 厂用系统由机端变转为厂区柴油发电机供电123 1.16 坝区 400V 系统由坝区变转为坝区柴油发电机供电124 2.直流系统投入运行.124 2.1 直流系统全停后投入运行操作.124 2.2 充电机正常投运操作.125 2.3 充电机正常关机操作.125 2.4 直流母线并联运行操作.125 2.5 直流、段母线分段运行126 2.6 直流系统放电操作.126 3.气系统投入运行.127 3.1 空气系统启动前的检查项目 .127 3.2 储气罐初次充气要求 .127 3.3 制动系统充气试验 .127 4.空压机操作.127 4.1 低压空压机投运 .127 4.2 低压空压机停运 .128 4.3 高压空压机投运 .128 4.4 高压空压机停运 .128 4.5 空压机紧急停机 .128 5.排水系统投入.128 6.励磁系统投运.129 6.1 励磁系统正常运行规定 .129 6.2 励磁调节器上电操作 .129 6.3 可控硅整流装置上电操作 .130 6.4 灭磁及过电压保护装置柜上电操作 .130 6.5 励磁系统投入运行操作 .130 6.6 励磁调节器主从切换 .131 VIII 6.7 双套改单套运行 .131 6.8 单套改双套运行 .131 7.调速器投入运行.131 7.1 调速器电调柜上电操作 .131 7.2 调速器机械柜上电操作 .132 7.3 接力器充、排油操作.132 7.4 调速器投入运行 .132 7.5 油压装置手动补气操作 .133 7.6 油压装置手动排气操作 .133 7.7 调速器油压装置手动打油操作 .133 7.8 调速器油压装置卸压操作 .133 8.机组引、尾水系统投入运行134 8.1 充水前的检查 .134 8.2 充水步骤及注意事项 .134 8.3 引、尾水闸门操作规定.134 8.4 尾水闸门开启操作 .135 8.5 尾水闸门关闭操作 .136 8.6 进水口检修闸门开启操作.137 8.7 进水口快速闸门手动开启操作 .138 8.8 引水洞进水口快速闸门现地自动开启操作 .139 8.9 引水洞进水口快速闸门手动关闭操作 .140 8.10 进水口检修闸门关闭操作 .140 9.机组技术供水系统投入运行.143 9.1 冷却水系统充水及耐压试验 .143 9.2 技术供水系统和主变冷却水正常投入 .143 10.计算机监控系统投入运行.143 10.1 就地 LCU 上电运行 .143 10.2 计算机监控系统 UPS 电源投入运行操作143 10.3 计算机监控系统 UPS 电源退出运行操作144 10.4 计算机监控系统投入运行 .144 10.5 在上位机对设备的基本操作 .144 10.6 在上位机操作注意事项 .144 10.7 监控设备运行规定 .145 11.继电保护投入运行操作.145 11.1 继电保护投入运行规定 .145 11.2 正常运行时线路保护投退情况 .145 11.3 正常运行时母线保护投退情况 .147 11.4 正常运行时发变组保护投退情况 .148 11.5 正常运行时电网安稳装置保护投退情况 .151 12.220KV 线路带电运行操作 153 12.1 220KV 线路带电前的检查 .153 12.2 220KV 线路充电规定 .153 IX 12.3 220KV 墨居线带电操作 .154 13.220KV 母线带电运行操作 154 13.1 220KV 母线带电运行操作规定 .154 13.2 墨居线路对母线充电操作.154 14.主变压器投入运行操作.154 14.1 主变带电前的准备工作 .154 14.2 主变冷却器投入步骤 .155 14.3 变压器投入前检查项目 .155 14.4 主变压器充电原则 .156 14.5 主变充电操作 .156 15.AGC 投退操作.156 15.1 AGC 投退省调操作156 15.2 AGC 投退集控操作156 16.全厂投退集控控制模式操作.157 17. 大坝泄洪和厂房下游河道报警器操作.157 17.1 厂房下游河道报警器操作.157 17.1.1 拉响报警器：合上厂房下游河道报警器动力电源空开 合上厂房下游河道报警器控制电源空 开 检查厂房下游河道报警器电源指示灯常亮 按下厂房下游河道报警器内的“任意报警”按钮。 .157 17.1.2 关闭报警器：按下厂房下游报警器“停止报警”按钮 断开厂房下游河道报警器控制电源空开 断开厂房下游河道报警器动力电源空开。.157 17.2 大坝泄洪道报警器操作.157 17.2.1 拉响报警器：合上大坝泄洪报警器动力电源空开 合上大坝泄洪报警器控制电源空开 检 查大坝泄洪报警器电源指示灯常亮 按下大坝泄洪道报警器内的“任意报警”按钮。157 17.2.2 关闭报警器：按下大坝泄洪报警器“停止报警”按钮 断开大坝泄洪报警器控制电源空开 断开大坝泄洪报警器动力电源空开。.157 18. 调度服务器设置机组失备及恢复备用和有功上、下限调整操作 157 18.1 调度服务器设置机组失备操作及机组恢复备用.157 18.2 调度服务器设置机组有功上、下限调整操作157 第五章第五章 机机组组启启动动并网及并网及试验试验158 1.机组启动方式规定.159 2.机组启动规定.159 3.手动开机.160 4.现地 LCU 自动开机.161 5.上位机自动开机.161 6.机组 LCU 单步开机.161 7.机组上位机单步开机.161 8.机组由集控自动开机.162 9.机组由集控单步开机.162 10.机组过速试验.162 11.发电机升流试验.163 X 12.发电机零起升压试验.163 13.发变组升流试验.164 14.发变组零起升压试验.164 15.线路升压试验.165 16.机组假同期试验.165 17.机组甩负荷试验.166 18.动水关闭进水口事故闸门试验.166 19.低油压事故停机试验.166 第六章第六章 设备设备运行运行监视监视及巡回及巡回检查检查166 1.监控系统运行监视及巡回检查.167 1.1 监控系统监视内容 .167 1.2 监控系统巡回检查 .167 2.水轮机正常运行巡回检查内容.167 3.发电机正常运行巡回检查内容.169 4.机组 LCU 屏巡回检查.171 5.动力盘柜巡回检查.172 6.变压器巡回检查.172 7.励磁系统巡回检查.173 8.调速系统巡回检查.174 9.GIS 设备巡回检查.175 10.厂用电系统的巡回检查.176 11.直流系统巡回检查.176 12.油系统巡回检查.177 13.水系统巡回检查.177 14.气系统巡回检查.178 15.继电保护巡回检查.178 16.水工闸门巡回检查.178 17.220KV 出线层巡回检查 179 18.工业电视巡回检查.179 19.调度通信设备巡回检查.179 20.机组振动摆度在线监测装置巡回检查.180 21.通风系统的巡回检查项目.181 22.励磁系统巡回检查项目.181 23.柴油发电机的巡回检查项目.182 第七章第七章 故障及事故故障及事故处处理理182 1.事故处理一般原则.183 2.事故汇报规定.183 3.系统事故处理.184 3.1 系统事故处理原则 .184 3.2 电网振荡处理 .184 XI 3.3 电网频率异常处理 .185 3.4 电网电压异常处理 .185 3.5 线路事故处理 .185 3.6 母线事故处理 .185 4.通信中断处理.186 5.紧急停机处理.186 6.水轮机故障事故处理.187 6.1 水导油槽油位异常 .187 6.2 水导轴承温度偏高（或过高） .187 6.3 顶盖水位过高 .188 6.4 导叶剪断销剪断 .188 6.5 机组过速事故的处理 .188 6.6 水轮机振动、摆度超过规定值的处理.189 6.7 冷却水压力低 .189 6.8 机组冷却水中断 .189 6.9 机组停机过程中，制动不能投入.189 6.10 主轴密封水中断 .190 6.11 引水钢管断水（进水口闸门突然关闭） .190 7.发电机故障事故处理.190 7.1 发电机着火 .190 7.2 发电机非同期并列 .191 7.3 上位机发电机电气参数显示失常 .191 7.4 转子一点接地 .191 7.5 发电机定子接地 .191 7.6 发电机轴承温度升高 .192 7.7 发电机定子温度偏高 .192 7.8 发电机失磁保护动作 .193 7.9 发电机差动保护动作 .193 7.10 发电机出口断路器非全相 .194 7.11 发电机过电压保护动作 .194 7.12 发电机低压、负序过流保护动作.194 7.13 发电机推力轴承油槽油位异常 .194 7.14 发电机过负荷 .195 8.变压器故障事故处理.195 8.1 主变压器遇到下列情况,而保护未动作时，应立即停止运行195 8.2 主变压器正常运行，温度异常升高处理.196 8.3 主变冷却器故障处理 .196 8.4 主变压器油面下降处理 .196 8.5 变压器着火处理 .196 8.6 主变压器主保护动作处理 .197 8.7 主变后备保护动作处理 .198 9.励磁系统故障处理.198 XII 9.1 起励失败 .198 9.2 功率柜故障 .198 9.3 励磁调节器电源故障 .199 9.4 脉冲消失 .199 9.5 励磁（仪用）PT 断线199 9.6 转子过电压保护动作 .199 9.7 过励限制动作 .200 9.8 欠励限制动作 .200 9.9 励磁调节器主、从 CPU 发生通讯异常.200 9.10 失磁保护动作处理 .201 10.调速器.201 10.1 调速器电气故障处理 .201 10.2 压力油槽事故低油压 .202 10.3 调速器压油槽压力过高 .202 10.4 压力油槽油位异常 .203 10.5 回油槽油位异常 .203 10.6 漏油槽油位过高 .203 10.7 调速器压油罐油压下降的处理 .204 11.220KV GIS 设备.204 11.1 断路器发生下列现象时，应立即申请停电处理.204 11.2 油泵启动频繁处理 .204 11.3 GIS 设备中 SF6 气体泄漏处理 .204 11.4 控制回路断线 .205 11.5 断路器拒绝合闸 .205 11.6 断路器拒绝分闸 .206 11.7 隔离开关、接地刀闸拒动.206 11.8 墨居线 261 断路器“重合闸闭锁”动作206 11.9 断路器“合闸闭锁”或“分闸闭锁”动作 207 11.10 断路器储能电机启动频繁或打压超时 .207 12.厂用电系统.207 12.1 断路器拒绝合闸 .207 12.2 断路器拒绝跳闸 .207 12.3 10KV 系统接地 .207 12.4 全厂失压 400V 厂用系统由机端变转为厂区柴油发电机供电操作导则208 12.5 坝区 400V 系统由坝区变转为柴油发电机供电操作导则209 12.6 机组黑启动运行恢复厂用系统供电操作导则.209 13.直流系统.210 13.1 直流接地 .210 13.2 直流系统绝缘下降 .210 13.3 充电机故障 .211 13.4 蓄电池电压过低 .211 13.5 直流母线电压异常 .211 XIII 13.6 蓄电池着火 .211 13.7 快熔熔断 .212 13.8 直流母线短路故障 .212 14.水系统.212 14.1 渗漏、检修排水系统故障.212 15.气系统.213 15.1 空压机故障报警 .213 15.2 空压机故障跳闸 .213 15.3 气罐压力过高 .213 15.4 空气输出量低 .214 15.5 空压机自动启动后不能自动停止或启动频繁 .214 15.6 空压机发生下列情况应立即停止运转 .214 16 坝区 UPS 常见故障处理.214 16.1 充电模块常见故障分析和处理方法 .214 16.2 监控模块常见故障分析和处理方法 .215 16.3 电池监测仪常见故障分析和处理方法 .217 16.4 绝缘监测仪常见故障分析和处理方法 .217 16.5 交流配电常见故障和处理方法 .218 16.6 直流配电常见故障和处理方法 .219 16.7 其他设备常见故障和处理方法 .219 17 五防闭锁系统常见的故障处理.220 17.1 用户登录密码失效或忘记密码 .220 17.2 接收不到监控系统的实遥信 .220 17.3 监控方接收不到遥控命令 .220 17.4 系统启动时显示“数据表中不存在的设备”220 17.5 图形开票正常，但票中无任何内容.220 17.6 数据备份恢复后或文件拷贝后系统无法正常运行 .220 18 通风系统的故障处理.221 18.1 风机启动不了 .221 18.2 热元件动作 .221 18.3 风机运转有异音或异常振动 .221 第八章第八章 机机组组停运停运221 1.机组停机方式规定.222 2.手动停机.222 3.现地 LCU 自动停机.222 4.上位机自动停机.223 5.集控自动停机.223 6.机组备用.223 1 第一章第一章 概概 述述 1.电电厂概况厂概况 居甫渡水电厂位于云南省普洱市墨江哈尼族自治县(左岸)和江城哈尼族彝族自治县(右岸)界河 李仙江干流上，是李仙江干流上的第五个梯级电站。电厂距墨江县城 89km，坝址位于把边江与阿 墨江汇合口下游约 3.5km 处。 坝址以上水库流域面积 16000km2，总库容为 1.74 亿 m3，死库容为 1.213 亿 m3，调节库容为 0.48 亿 m3，属于周调节电厂。枢纽主要由碾压混凝土重力坝、溢流表孔、冲沙底孔、消力池、进水塔、 引水隧洞、压力钢管、岸边式厂房和下游河道护岸工程等建筑物组成。 居甫渡水电厂装有 3 台 95MW 混流式水轮发电机组，主要任务是为电力系统调峰、调频和系统 备用，年平均发电量 13.07 亿 kW.h，年利用小时 4586h，保证出力 67.1MW。电厂经一回 220kV 出线 接入 500kV 墨江变电站，控制方式采用计算机监控系统。 2.电电厂接入系厂接入系统统方式及方式及调调度、集控范度、集控范围围划分划分 2.1 电电厂接入系厂接入系统统方式方式 居甫渡水电厂采用发电机变压器组接线，三台机组分别经离相封闭母线送至三台主变 13.8kV 侧，经三台主变向 220kV组母线送电，再经 220kV 墨居线送至 500kV 墨江变电站。 2.2 省省调调调调度管度管辖设备辖设备 220kV组母线及其相应的一、二次设备；220kV 墨居线线路及线路 261 断路器间隔一、二次设 备；1、2、3 号水轮发电机组对应的一次设备；1、2、3 号主变对应的一次设备及对应断路器间隔一、二 次设备。 2.3 省省调调调调度管理、水度管理、水电电厂管厂管辖设备辖设备 1、2、3 号发电机及主变继电保护（含运行投退和整定计算）；电厂水工建筑物及水情测报系统。 2.4 集控中心集控中心调调控管控管辖辖范范围围 2.4.1 水轮发电机组及其二次系统。 2.4.210kV 及以上输变电设备及其二次系统。 2.4.3 高压厂用电系统进线断路器。 2.4.4 水工建筑物闸门。 2.4.5 水情测报系统。 2.5 水水电电厂管厂管辖设备辖设备 2 厂用电设备（现运行方式下）：除省调调度管辖设备外的其它继电保护、通信、自动化以及安全自 动装置设备。 厂用电设备（集控运行后）：除集控及调度管辖设备外的其它继电保护、通信、自动化以及安全自 动装置设备。 2.6 集控中心运行操作范集控中心运行操作范围围 2.5.1 机组开停机、解并列操作。 2.5.2 机组有功、无功调整操作。 2.5.310kV 及以上输变电设备断路器的分、合闸操作，10kV 及以上输变电设备隔离开关拉开、 合上操作。 2.5.4AGC 投/退操作。 2.7 电电厂集控运行操作范厂集控运行操作范围围 2.6.1 厂内所有输变电设备接地隔离开关拉开、合上操作。 2.6.2 厂内所有二次系统的操作。 2.6.3 除电压等级为 10kV 及以上的厂用电系统断路器、负荷开关的分、合闸操作。 2.6.4 厂用电系统柴油发电机操作。 2.6.5 水工建筑物闸门操作。 2.6.6 辅机设备操作。 3.220kV 开关站开关站 3.1 220kV 开关站开关站设备设备配置配置 220kV 开关站采用泰开电气集团有限公司的 ZF16-252 型气体绝缘金属封闭开关设备（简称 GIS），它是将断路器、隔离开关、接地刀闸、电流互感器、电压互感器、避雷器、母线、出线套管等元 件组合封闭在接地的金属壳体内（采用铝合金材料），充以一定压力的 SF6 气体作为绝缘介质和灭弧 介质所组成的成套开关设备。 开关站共包括 6 套 GIS 间隔，其中 3 套变压器高压侧进线间隔、1 套 220kV 出线间隔、1 套电压 互感器及避雷器间隔、1 套共厢母线间隔。共计 20 个气室，断路器气室额定气压为 0.6MPa，报警压 力为 0.55Mpa，闭锁压力为 0.5Mpa；电压互感器和避雷器气室额定气压为 0.5Mpa，报警压力为 0.45Mpa；隔离开关和共厢母线气室额定气压为 0.4Mpa，报警压力为 0.35Mpa。 断路器均为单相（单断口）SF6 断路器，采用“压气+热膨胀”的自能式灭弧原理，开断能力强、燃 弧时间短，全开断时间 2 周波，满容量开断可达 20 次。开断过程中，通过热膨胀效应产生的热气体 流入气缸内建立熄弧所需的压力，在喷口打开时形成吹弧气流并将电弧熄灭。 3 断路器配用 ABB 公司 HMB-4 液压弹簧操作机构，机械寿命为 6000 次。主变高压侧断路器采 用三相联动操作机构，线路断路器采用分相操作机构，均配置 1 个合闸线圈和 2 个跳闸线圈。 隔离开关分为 GR 型（载流回路呈直角型布置）和 GL 型（载流回路呈直线型布置），采用 CJ 型 电动操动机构，同时提供现地手动操动机构，手动操作时闭锁电气控制。接地刀闸分为检修接地刀 闸和快速接地刀闸（具有关合短路电流和开合感应电流的能力），由三相联动操作的分离式单相开关 组成。检修接地刀闸采用 CJ 型电动操动机构，快速接地刀闸采用 CTJ 型电动弹簧操动机构。 电压互感器采用分相、四绕组、电磁式 SF6 气体绝缘型电压互感器，一次绕组的星形联接点直 接接地；避雷器采用 SF6 气体绝缘型罐式无间隙金属氧化锌避雷器，具有良好的伏安特性和较大的 通流容量，每相均装设放电计数器用以记录避雷器放电次数；主母线采用三相共筒式母线，分支母线 采用单相式母线，主母线的三相导体在壳体内呈倒立的等腰三角形结构，通过支柱绝缘子固定在外 壳上，母线上配置的波纹管起到防止热胀冷缩和安装误差或基础形变造成设备破坏。 GIS 与架空线连接使用充 SF6 气体的瓷套管，其外绝缘爬电比距为 31mm/kV（级污秽）。 3.2 220kV 开关站开关站设备设备控制控制 每台断路器和电压互感器间隔均设置了现地汇控柜，它既是 GIS 间隔内、外各元件之间进行电 气联络的中继枢纽，也是对 GIS 设备进行控制、监视以及进行遥测、遥控、遥信的集中枢纽。面板上 以双色信号灯显示各设备的位置状态（红色表示合位，绿色表示分位）和验电器状态（红色表示有压， 绿色表示无压）。汇控柜内有断路器、隔离开关、接地刀闸的电气控制系统和各个元件之间的电气防 误闭锁，并具有 SF6 低气压闭锁分、合闸和断路器操作机构液压不足闭锁分、合闸和重合闸的电气 闭锁回路。 现地汇控柜主要功能有实现断路器、隔离开关、接地刀闸的就地操作；作为 GIS 各元件之间以 及 GIS 与控制室之间的中继箱，接收或发送信号；实现 GIS 各元件之间的电气联锁；实现断路器电气 防跳和三相不一致跳闸功能；监视 SF6 气体密度和操作机构压力是否处于正常状态；监视 GIS 各元 件的位置状态；监视控制回路电源是否正常；实现操作机构储能电机的自动控制。 现地汇控柜主要有指示断路器及其他气室 SF6 气体压力低的信号灯；反映元件的分、合闸状态 的位置指示灯；实现就地分、合闸操作的自复式转换操作开关；实现就地/远方操作的自保持式选择 开关（断路器设置 1 个选择开关，隔离开关和接地刀闸共用 1 个选择开关，隔离开关和接地刀闸共 有 1 个电气联锁/解锁的自保持式选择开关）；动作发信的电压互感器二次侧短路保护开关。 3.3 220kV 开关站开关站设备闭锁设备闭锁逻辑逻辑 3.3.1 墨居墨居线间线间隔隔 线路侧隔离开关：断路器、断路器两侧接地刀闸、线路接地刀闸都在分位时允许分、合闸。 母线侧隔离开关：断路器、断路器两侧接地刀闸、母线接地刀闸都在分位时允许分、合闸。 4 断路器两侧接地刀闸：线路侧和母线侧隔离开关都在分位时允许分、合闸。 线路接地刀闸：线路侧隔离开关在分位，线路侧带电显示器无压时允许分、合闸。 3.3.2 主主变间变间隔隔 母线侧隔离开关：断路器、断路器两侧接地刀闸、母线接地刀闸都在分位时允许分、合闸。 断路器两侧接地刀闸：母线侧隔离开关在分位，主变高压侧带电显示器无压时允许分、合闸。 3.3.3 电压电压互感器互感器间间隔隔 母线侧隔离开关：隔离开关两侧接地刀闸都在分位时允许分、合闸。 电压互感器侧接地刀闸：母线侧隔离开关在分位时允许分、合闸。 母线接地刀闸：所有间隔的母线侧隔离开关全部在分位时允许分、合闸。 3.4 220kV 开关站控制开关站控制电电源系源系统统 断路器控制、信号系统及储能电机的电源均为 DC220V，隔离开关及接地刀闸的控制电源、操作 电机以及柜内照明、加热回路均为 AC220V。电源系统采用环网形式供电，DC220V 电源为 1 个环网， AC220V 电源为 2 个环网，各个汇控柜均从环网上并联取电。 DC220V 环网的 2 个总电源开关分别为 1 号主变汇控柜内的 QS2 开关和 3 号主变汇控柜内的 QS5 开关，专为断路器的储能电机供电。第一回 AC220V 环网的 2 个总电源开关分别为 1 号主变汇 控柜内的 QS1 开关和 3 号主变汇控柜内的 QS4 开关，专为隔离开关及接地刀闸的控制回路供电；第 二回 AC220V 环网的 2 个总电源开关分别为 1 号主变汇控柜内的 QS3 开关和 3 号主变汇控柜内的 QS6 开关，专为汇控柜的柜内照明及加热装置供电。 4.水工建筑物水工建筑物 4.1 大大坝坝 居甫渡水电厂大坝为碾压混凝土重力坝，由非溢流坝段、表孔溢流坝段、进水口坝段共 13 个坝 段组成，属 2 级建筑物，按 100 年一遇洪水设计，1000 年一遇洪水校核。建基面最低高程 430.00m， 坝顶高程 525.00m，最大坝高 95m，坝顶总长度 320m，坝顶宽度为 10m。 4.2 泄水建筑物泄水建筑物 4.2.1 表孔表孔 河床溢流表孔是主要的泄洪建筑物,共设 5 个表孔。在设计洪水位（P=1%）518.41m 时，表孔最大 泄流量为 8234m3/s，表孔单宽流量为 127m3/s.m；在校核洪水位（P=0.1%）522.70m 时，表孔最大泄流 量为 12377m3/s，表孔单宽流量为 191m3/s.m。 孔口尺寸为 13m20m（宽高），堰顶高程 502.00m。每孔均设 1 扇可动水启闭的弧形工作闸门， 设计水头 20.6m，每扇工作闸门采用一台 23500kN 油压启闭机操作控制，启闭机室设在闸墩顶部下 游侧。每扇工作闸门前设有检修门槽，5 个表孔共用一扇平面检修叠梁闸门（静水启闭）。闸门的孔口 5 尺寸为 13m20m（宽高），启闭设备为设置在坝顶上的 2400kN 单向门式启闭机。 溢流表孔泄洪采用宽尾墩消力池联合消能。消力池底板高程 443.00m，池长 137m，池底宽 93m，底板厚度为 4m。在消力池末端设尾坎，坎顶高程 459.00m，坎顶宽 3m，上游端用 1:1.5 反坡与 消力池底板连接。电站 3 台机满发尾水位为 458.52m，低于消力池末端尾坎高程，消力池在枯水期具 有检修条件。 4.2.2 底孔底孔 冲沙底孔的主要功能是排沙，常年洪水时可兼作泄洪，在汛期限制水位 516.00m 时最大泄量为 1073m3/s。冲沙底孔设置在进水口坝段右侧河床坝段上，为有压坝身泄水孔，由进口段、事故检修闸 门槽段、有压平坡段、工作闸门段及无压段组成。事故检修闸门孔口尺寸 5m9.5m，弧形工作闸门孔 口尺寸 5m8m，进口底高程 464.00m，有压段长约 40m。 事故检修闸门启闭机室设在坝顶，采用一台 2500kN 卷扬机操作控制；弧形工作闸门室布置在坝 后，平台高程 480.00m，采用 2500kN/500kN 油压启闭机操作控制。工作闸门室平台设有上坝顶的爬 梯及与厂房相通的公路。 冲沙底孔出口采用扭鼻坎消力池联合消能，左侧鼻坎高程 469.00m，右侧鼻坎高程 464.00m， 鼻坎长 16m，宽由 5m 渐变为 6.91m。 4.3 引水系引水系统统 居甫渡水电厂为单机单管引水方式，引水系统由进水塔、引水隧洞、压力钢管等组成，进口底板 高程 498.00m。三条引水洞共平行排列布置，1、2、3 号引水隧洞分别为 8.5432m、9.0467m 和 9.5504m，压力钢管均为 7.045m。 4.3.1 进进水口水口拦污栅拦污栅 进水口拦污栅采用前后双层垂直布置，前面一层为工作栅，后面为检修栅槽。工作拦污栅和检 修拦污栅的栅叶结构和栅槽形式以及孔口尺寸完全相同。进水口设 12 扇工作拦污栅，放置在上游栅 槽内。另设有 1 扇备用栅，供清污时用。拦污栅孔口尺寸为 3.8m16.5m（净宽净垂直高）。在进水塔 上设有起重容量为 1600kN/850kN 的双向门式起重机一台，当工作栅因污物堵塞时，用该门机的悬 臂小车将备用栅放置在备用栅槽内，然后提起工作栅清理污物。 4.3.2 进进水口水口检检修修闸门闸门 拦污栅之后设有 3 孔进水口检修门槽，3 个孔口共用一扇孔口尺寸为 7m11.5m（净宽净高）的 平面检修闸门，采用进水塔上 1600kN 双向门式起重机主钩进行操作控制。当快速事故闸门需要检 修时在静水条件下闸挡水。 4.3.3 进进水口快速事故水口快速事故闸门闸门 每孔进水口检修门槽之后设有 1 扇进水口快速事故闸门，当机组及钢管道发生事故或者机组过 速时快速下闸进行保护。孔口尺寸为 7m10m（净宽净高），其操作条件为利用水柱动水下门，充水 6 平压后在静水条件下提门，动水关闭时间不超过 2min。每扇事故闸门采用 1 台 1000kN/1000kN（启 门力/持住力）油压启闭机操作控制。 4.3.4 尾水尾水检检修修闸门闸门 在厂房机组尾水管出口处，设有 6 孔检修门槽，每台机组有 2 孔尾水出口。6 个孔口共设 6 扇孔 口尺寸为 6.44m5.54m（净宽净高）的平面滑动检修闸门，采用 1 台 2320kN 单向门式启闭机操作， 在机组或尾水管检修期间下闸挡水。 4.4 闸门闸门控制系控制系统统 三扇进水口快速闸门液压启闭机共用一个泵站，每个溢洪表孔工作闸门及冲沙底孔闸门液压启 闭机各设有一个泵站，每个泵站设两台油泵、互为备用，油泵电动机的启动采用软启动装置。两台油 泵设一个方式选择开关，当选择为“轮换”方式时油泵的启、停由 PLC 控制每台油泵的累计启动次数 自动轮换工作/备用方式。为了确保液压启闭机能安全可靠地运行，每半个月至少运行一次，以便及 时发现问题。 进水口快速闸门、每个溢洪表孔工作闸门及冲沙底孔工作闸门配置现地控制盘两面，通过现地 控制盘实现对闸门的现地控制。在现地控制屏上设有电机运行状态、电源状态的信号灯以及一台彩 色 LCD 液晶显示屏，能进行画面显示、流程及参数设置、参数显示，自动推出故障画面等。PLC 接受 闸门开度传感器的信号，能够在现地控制屏上显示闸门开度。 在现地控制屏上设有“现地/远方”方式选择开关。两种控制方式互为闭锁，现地操作优先于远方 操作。 “远方”控制方式时现地控制屏接收公用 LCU 的控制命令，实现闸门的远方控制，使闸门达到所 需开度；“现地”控制方式时由运行人员根据闸门开度指示，通过操作按钮实现闸门的上升、下降、停 机等操作。 进口快速闸门设有闸门自动复位功能：当闸门在全开位置因液压系统泄漏使闸门下沉 200mm 时，行程控制装置指令一台液压泵电动机组启动，自动将闸门提升至全开位置；因液压泵故障使闸门 下沉量达 300mm 时，行程控制装置指令另一台液压泵电动机组启动，提升闸门至全开位置，同时发 出报警信号。 溢洪道工作闸门设有闸门自动复位功能：当闸门在开启位置因泄漏使闸门下沉 150mm 时，或因 单侧液压缸泄漏，使行程偏差值超过 20mm 时，行程控制装置指令液压泵电动机组启动，自动将闸 门提升至原开启位置；因液压泵故障使闸门下沉量达 160mm 时，行程控制装置指令备用液压泵电动 机组启动，提升闸门至原开启位置，同时发出报警信号。 冲沙洞工作闸门设有闸门自动复位功能：当闸门提升至指定开度或全开位后，若因泄漏闸门下 滑 200mm，控制系统自动启动工作泵组，提升闸门至下滑前位置；若第一次自动复位失败，闸门继续 下滑达 300mm，工作泵组尚未投入运行，控制系统则启动备用泵组，提升闸门至下滑前位置，并发 出故障报警信号。 7 溢洪道工作闸门和冲沙洞工作闸门的每只液压缸设置有一套缸旁阀组，保证闸门锁定在预先设 定的某个开度上不下滑和防止因高压胶管破裂而发生闸门坠落事故 。 进口快速闸门启门流程：空载启动液压泵电动机组，延时 10 秒左右，压力油进入液压缸有杆腔， 液压缸先提升 250mm 打开闸门充水阀，此时闸门开度控制器自动指令停机；待闸门两侧平压后再开 启闸门，液压缸无杆腔油液向补油箱充油,补油箱充油至设定液位时油液流回油箱，直至闸门开启到 位，从而实现开门动作。 进口快速闸门快速关闭流程：电磁铁 YV5 通电，有杆腔油液经缸体出口节流孔板节流后，再经 插装阀进入无杆腔形成差动回路，同时补油箱油液向液压缸无杆腔补油，闸门快速关闭。 溢洪道工作闸门同步纠偏控制：在闸门启闭过程中，闸门开度及行程控制装置全程连续检测两 只液压缸的行程偏差，当行程偏差值20mm 时，电磁阀 YV4 或 YV5 自动得电，调整液压缸有杆腔 进、出油量至行程偏差值10mm 时，YV4 或 YV5 失电。当两只液压缸的行程偏差值40mm 时，压 系统自动停机并发出报警信号。 5.厂房厂房 岸边式厂房枢纽位于大坝下游河道左岸山坡上，距坝轴线约为 500m，由地面厂房、GIS 开关楼 及尾水建筑物等部分组成。地面厂房包括主厂房及副厂房，为 2 级建筑物，建基面高程 441.00m，地 坪高程为 477.50m。 5.1 主厂房主厂房 主厂房由主机间和安装间组成，其尺寸为 124.6m25.1m51.3m（长宽高），发电机层高程 468.10m