刘村坝水电站水轮发电机运行规程

- 107 -第一篇 总 则1.1编制说明：1.1.1本规程根据电力工作技术管理法规、各种典型规程以及各类反事故措施等技术文件修订，是确保安全运行的主要措施。各级生产管理人员、运行人员以及检修人员均应认真执行。1.1.2运行规程应对厂内主要运行设备的正常运行方式、技术要求、一般运行操作、运行维护注意事项、设备异常运行及典型的事故处理做出明确的规定。1.1.3运行设备的技术文件、停役管理、技术更新、缺陷处理等按有关运行管理制度规定执行。1.2一次设备通则1.2.1刘村坝水电站电气设备由下列电压等级组成： 10KV、6.3kV、0.4kV。1.2.2刘村坝水电站以下一次设备由宁国市供电公司调度所调度：10KV刘村坝114线路属宁调管辖并操作管理；高压主变及两侧开关、1号发电机组、2号发电机组、3号发电机组均属宁调许可，力源公司操作管理。上述设备应取得设备调度单位许可方可进行停复役操作。1.2.3一次设备的装设，应保证在正常运行或短路、过电压时的稳定要求，并不致危及人身及设备的安全。1.2.4同一电气连接部分，相序排列应一致，并有明显的色标：A相为黄色，B相为绿色，C相为红色。1.2.5 0.4kV及以上的屋内外配电装置的各间隔距离不应小于下表的规定：屋内设备最小安全净距（单位：mm） 电压kV名称10kV6.3kV0.4kV相对地距离125100不直接接触相间距离125100不直接接触带电部分对遮拦距离225200不直接接触屋外设备最小安全净距离（单位：mm） 电压kV名称10kV6.3kV0.4kV相对地距离200200不直接接触相间距离200200不直接接触带电部分对遮拦距离300300不直接接触1.2.6 6kV及以上的配电装置停役检修，必须按“安规”要求：切除检修设备的操作、动力电源1.2.7所有高压配电装置外壳均应接地，其接地电阻要求：全厂总接地网小于10。1.2.8电气设备一般检查要求1.2.8.1真空开关设备：分、合闸指示正确，并符合当时运行工况；真空灭弧室无异常声响和其它异常情况。 1.2.8.2瓷制设备无裂纹及放电痕迹。1.2.8.3设备外壳接地良好。1.2.8.4开关、闸刀、母线引出线的连接处，无变色、变形、异声、发热或发热引起的热气流现象。1.2.8.5带电设备无异常振动、摆动、放电。1.2.8.6安全用具、消防器材及照明齐全正常，室内通风良好。1.2.8.7配电装置建筑物不变形，无漏水并无其它不安全现象。注：电气设备各章中检查项目如与通则相同则不予列出。1.2.9凡能与其它电源并列的设备及其同期回路，当第一次投产或经大修、拆装和接线改动后，可能使其相位变动时，均须校同期12点和转向正确后方可投入运行。1.2.10 一次设备检修后，复役前应具备下列条件1.2.10.1设备大修，重大异动及新设备投产应经力源水电发展有限责任公司验收合格。1.2.10.2有检修、试验情况、运行注意事项及经公司签发的“可以投入运行”的书面交待。1.2.10.3进行必要的模拟、试验后收回所有的工作票。1.2.11任何设备只要是在系统备用状态下均属于运行设备。1.3 二次设备通则1.3.1本站以下继电保护及自动装置由宁调负责整定。10KV线路保护、主变保护、发电机保护、低频减载装置。1.3.2继电保护整定书应由主管单位负责人批准签名后方可生效。继电保护整定值的调整和改变应按公司正式下达的整定书办理，需运行人员配合的成套保护模拟试验应附有技术措施。1.3.3凡属调度管辖的继电保护、自动装置的投入和退出或改变定值，均应按调度命令执行。凡属本站管辖的继电保护、自动装置的投入和退出或改变定值，均应按本规程执行，如本规程无明确规定的应经公司批准。1.3.4运行中的设备不允许无保护运行。1.3.5如明确判断继电保护有误动的危险时，运行人员有权先解除该保护，然后再作汇报公司。1.3.6运行中继电保护装置的绝缘电阻应符合下列规定（用500V或1000V摇表测量）：1.3.6.1交流二次回路一般不得小于1M。1.3.6.2全部直流回路一般不得小于0.5 M；否则应查明原因，非经公司同意不得投入运行。1.3.7继电保护投入使用前运行人员应检查：1.3.7.1应有继电保护工作人员“可以投入运行”的书面交待。1.3.7.2各个微机继电保护装置、试验部件及控制压板位置正常，命名齐全正确；保护整定值应与整定书或调度命令相符合。1.3.8新安装或改进后的继电保护装置投入前，除符合1.3.7规定外、还应具备下列条件：1.3.8.1有正确的图纸及继电保护整定书。1.3.8.2应有继电保护工作人员关于装置使用操作方法和注意事项的书面说明书。1.3.8.3运行值班人员必须了解和熟悉该保护装置的动作原理和操作方法。1.3.8.4新安装或重大改进的保护装置必须经公司验收合格。1.3.8.5有关运行规程已经制定完善或作相应的修改。1.3.9继电保护及自动装置的巡回检查要求1.3.9.1数字式继电保护装置工作正常，面板上只有电源绿色运行指示灯亮，跳、合位置指示灯与断路器当前实际状态一致，动作、告警指示灯灭。1.3.9.2单元件继电器罩子完好，接点位置正确，所有指示仪表指示正常。1.3.9.3对电源监视，跳闸、合闸回路的监视继电器等常通电的设备应注意温升；无过热、异味和异声等不正常现象。1.3.9.4各控制压板、试验部件及操作开关等位置正确，无接触不良等现象。装置工作电源和保护电源监视灯指示正常。1.3.9.5开关或其它各端子箱门应关紧扣牢。1.3.9.6各保护的整定值符合整定单的要求。1.4在运行中更改保护定值时，应注意1.4.1注意事项:1.4.1.1更改前，将所有有关保护跳开关压板取下。1.4.1.2保护定值更改后，需重新核对一遍并打印定值单，确保与整定值一致。1.4.1.3所有保护定值均应折算到二次侧。1.4.1.4投入保护压板前应确定保护压板两端无电压。1.4.2保护模拟时应注意:1.4.2.1与运行设备有关的保护引出压板解除。1.4.2.2互相联系的有关设备应无人工作或通知有关工作负责人并征得其同意。1.4.2.3详细了解模拟的要求和设备是否可以启动，合切或送电。1.4.3二次设备工作结束后应由工作负责人填写继电保护记录簿，如与原规程有变化时，应修正运行规程图纸和出具异动申请单；二次回路校验后，值班人员应认真查看设备的变动和掌握试验情况。1.4.4发现流变端子螺丝处冒火花，应使用绝缘工具设法将螺丝拧紧，使其接触良好；如情况严重时应减少一次设备的电流或者将运行设备停止运行后处理。1.4.5值班人员应定期检查设备运行状态和动作信号。1.4.6控制室应存放一套完整、正确的继电保护图纸和自动装置图纸及整定书，当二次回路接线变动后，应由有关工作负责人及时修改。1.4.7继电保护动作后，应认真做好保护装置动作情况和指示信号记录。必须两人以上查看后方可复归信号，重要保护信号复归前须经值班负责人确认，并认真做好保护装置动作情况和指示信号记录，并及时汇报公司领导。第二篇 水轮发电机运行规程21 运行总则2.1.1 水轮发电机组启动和停止操作，均应由值班员按值班负责人指令和本规程的要求进行操作。操作时应严格执行操作票制度和操作监护制度。2.1.2 机组遇下列情况之一者，禁止启动：2.1.2.1 上游闸门未全提起。2.1.2.2上游水库水位低于规定值（63.5米）。2.1.2.3 发电机和水力机械自动化保护装置未按规定投入或失灵。2.1.2.4 有机电设备故障信号发出。2.1.2.5 机组制动装置失灵、制动闸未复归或制动气压不正常。2.1.2.6 轴承油箱及增速器齿轮油箱的油位、油温、油色不正常。2.1.2.7冷却水未送上。2.1.2.8调速器失灵或油压装置不正常。2.1.2.9尾水闸门未提起。2.1.2.10直流电压过低（200V）。2.1.2.11各操作电源不正常或未投。2.1.3如遇到下列情况之一者禁止开上游闸门。2.1.3.1水轮机导叶未全关。2.1.3.2钢管排水阀未关闭。2.1.3.3调速器油压不正常。2.1.4调速器手自动切换阀正常应处在“自动”运行位置，励磁调节器运行在“恒压”方式。当在运行中自动调节装置发生故障时切换为手动时，应有专人监视调整，但不得较长时间运行，否则必须停机处理。2.1.5机组油、水系统压力值，各温度整定值，继保装置整定值未经公司领导批准，不得任意改动。备用机组应处于良好状态，三台机组应经常轮换运行。2.1.6技术供水系统应定期排污，减压后的冷却水压应在0.150.24MPa之间。2.1.7轴承集油箱、增速器齿轮油箱、稀油站油箱调速器集油箱及压力罐的油位应保持在上下红线之间或规定的范围内并检查油质合格，无进水，重力油箱压力过低信号未动作。2.2 运行限额2.2.1 转速限额名 称转 速相当于额定转速的百分比额定转速1000转/分100%飞逸转速1800转/分240%机组制动转速300转/分30%过速停机转速1150转/分115%过速落闸门转速1500转/分150%2.2.2 机组温度限额名 称正常控制温度报警温度事故温度推力瓦温 60以下6570推力导轴承瓦温 60以下6570导轴承瓦温 60以下6570定子铁芯 608085902.2.3机组油、水压力限额(单位：MPa)名 称数 值名 称数 值调速系统正常油压 MPa2.42.6事故低油压动作压力 MPa1.9工作压油泵启动压力MPa2.4油泵安全阀动作压力 MPa2.7备用压油泵启动压力MPa2.2油压过高信号动作压力MPa2.72.2.4机组的间隙及振动摆度限额名 称间 隙（mm）名 称数值 （mm）定子与转子9导叶立面间隙最大间隙不允许超过0.15气闸与飞轮35推力瓦30转轮下环迷宫环与与后盖板密封环之间的单边间隙:不大于0.7推力导轴承瓦上推力导轴承瓦:0.28下推力导轴承瓦两侧: 各0.14导叶与前后盖板之间的端面间隙之和0.240.7mm单面间隙不小于0.12mm导轴承瓦前导轴承瓦: 0.28后导轴承瓦两侧:各0.14转轮上冠与前盖板密封环之间的单边间隙不大于0.72.2.5 机组时间限额名 称时 间导叶接力器全关行程时间7秒导叶接力器全开行程时间7秒停机制动复归时限11秒2.3 正常运行操作2.3.1手动开机（纯手动）2.3.1.1检查机组无机电事故，开机条件具备（导水叶全关，上游闸门全开，制动闸复归，机械锁锭打开，发电机出口断路器在“分闸”“工作”位置）。2.3.1.2检查机组所有保护均已投入。2.3.1.3检查供水泵已开启2.3.1.4手动打开轴承油箱冷却水进水阀。2.3.1.5手动打开稀油站冷却水进水阀。2.3.1.6手动打开前导轴承冷却水进水阀。2.3.1.7手动打开发电机冷却器冷却水进水阀。2.3.1.8手动打开后导轴承冷却水进水阀。2.3.1.9手动打开主轴密封进水阀。2.3.1.10手动打开肘管密封进水阀。2.3.1.11检查冷却水排水正常。2.3.1.12手动打开推力轴承进油阀。2.3.1.13手动打开增速器齿轮箱进油阀、回油阀。2.3.1.14手动打开水导轴承进油阀。2.3.1.15检查上述各处冷却水压力为0.150.24MPa。2.3.1.16 检查轴承集油箱油泵自动运行正常。2.3.1.17检查轴承油循环运行正常。2.3.1.18手动开启稀油站油泵运行正常。2.3.1.19检查压油装置油压正常。2.3.1.20检查调速器压力罐总出油阀已打开。2.3.1.21调速器开限机构切换开关置“手动”，频率跟踪切换开关置“手动”，手自动切换阀置“手动”。2.3.1.22摇出调速器接力器锁锭2.3.1.23手动顺时针转动开限电机手轮逐渐打开导水叶启动机组。2.3.1.24监视机组转速在要求位置。2.3.2手动并网2.3.2.1监视机组转速到80%额定转速，按“启励”按钮，监视机组电压升至额定电压。2.3.2.2将手动准同期切换把手切至“就地”位置；将1#（2#、3#）发电机同期开关切至“联锁”位置；2.3.2.3监视整步表待并侧、系统侧频差、压差、相位差接近“0”，整步表指针均速旋转且接近“同期”时合上1#（2#、3#）发电机出口断路器611DL（612DL、613 DL）。2.3.2.4 检查发电机出口开关611DL（612DL、613 DL）已合上。2.3.2.5将1#（2#、3#）发电机同期开关切至“切除”位置；2.3.2.6手动准同期并列时，当整步表投入后，其指针旋转过快或不动时，不准合闸。2.3.2.7全面检查。2.3.3自动并网2.3.3.1在上位机或现地LCU柜上发开机并网发电令。2.3.3.2监视机组电压到95%额定电压，转速在额定转速。2.3.3.3检查中控室自动准同期开关把手切至“远方”位置；1#（2#、3#）发电机同期开关切至“联锁”位置。2.3.3.4检查机组自动并网正常。2.3.3.5将1#（2#、3#）发电机同期开关切至“切除”位置；2.3.3.6检查所有自动装置均在“自动”位置。2.3.4手动停机2.3.4.1手动减机组的有功接近0MW、无功接近0Mvar。2.3.4.2手动拉开发电机出口断路器611DL（612DL、613 DL）。2.3.4.3检查#1（#2、#3）发电机出口断路器611DL（612DL、613 DL）在跳闸位置。2.3.4.4监视发电机自动灭磁，机端电压逐步降至零（转速小于等于80%额定转速时自动灭磁）。2.3.4.5在调速器柜手动逆时针转动开限手轮关机组导叶开度到全关。2.3.4.6监视机组转速到30%额定转速，手动投入制动闸。2.3.4.7待机组停转后，手动退出制动闸。2.3.4.8摇入调速器接力器锁锭2.3.4.9手动关机组冷却水总进水阀。2.3.4.10手动关闭推力轴承进油阀。2.3.4.11手动关闭增速齿轮箱稀油站油泵及电源。2.3.4.12全面检查。2.3.5 自动开机、自动升压、自动并网（上位机）2.3.5.1机组开机条件（同手动开机）具备。2.3.5.2检查发电机出口断路器61DL（62DL、63 DL）在“分闸”、“工作”位置。2.3.5.3检查励磁调节器在“恒压”运行方式。2.3.5.4检查机组所有保护均投入。2.3.5.5检查调速器在“电动”“远方”位置。2.3.5.6检查机组冷却水已投入。2.3.5.7检查轴承油系统运行正常。2.3.5.8检查齿轮油系统运行正常。2.3.5.9检查#1（#2、#3）机组微机自同期装置切换把手在“自准”位置。2.3.5.10在上位机上选择 #1（#2、#3） 机开机至发电。2.3.5.11监视以下自动开机流程：2.3.5.11.1自动开机联动调速器至机组95%额定转速。2.3.5.11.2机组自动起励升压至额定电压。2.3.5.11.3自动准同期装置自动投入，同期合#1（#2、#3）发电机出口断路器61DL（62DL、63 DL）并网。2.3.5.11.4机组带负荷。2.3.5.12全面检查。2.3.6自动停机（上位机）2.3.6.1检查机组自动装置均投入。2.3.6.2检查调速器、励磁系统均在“自动”位置。2.3.6.3在上位机上降#1（#2、#3）机组的有功到“0”MW、无功到“0”Mvar。2.3.6.4选择#1（#2、#3）机组停机流程。2.3.6.5监视以下自动停机流程：2.3.6.5.1自动停机联动调速器，导水叶关到空载。2.3.6.5.2自动断开#1（#2、#3）发电机出口断路器61DL（62DL、63DL）。2.3.6.5.3自动停机联动励磁，停机逆变灭磁。2.3.6.5.4自动导水叶关至“全关”，机组转速降到20%额定转速自动加闸。2.3.6.5.5自动转速降到5%额定转速延时20秒复归制动闸。2.3.6.6手动关闭轴承油系统阀门。2.3.6.7手动关闭齿轮油箱油泵及电源。2.3.6.8手动关闭机组总冷却水阀门。2.3.6.9全面检查。2.3.7 机组过速试验2.3.7.1机组处于备用状态。2.3.7.2.机组上游闸门动作正常。2.3.7.3机组上游闸门在“全开”位置。2.3.7.4调速器手自动切换阀切至“手动”,开限机构切换开关切至“手动”位置。2.3.7.5过速保护投入。2.3.7.6机组冷却水投入，检查各部水压正常。2.3.7.7机组油系统已投入，检查各部油压正常。2.3.7.8手动开机，顺时针转动力矩电机手轮打开机组导叶。2.3.7.9待机组在额定转速下稳定运行后，逐渐打开机组导叶开度升速至115额定转速，监视保护动作。2.3.7.10待转速下降至115额定转速以下，导水叶至全关时，复归保护回路。2.3.7.11根据试验要求，机组保持空载或停机，如要求停机时，应手动加闸并停止冷却水。2.3.7.12试验完毕后，调速器手自动切换阀切至“自动”,开限机构切换开关切至“自动”位置。注：机组过速度试验注意事项：(1)做过速试验前，机组必须经充水启动试验正常。(2)试验中，若过速度保护过早动作，导水叶关闭后，应立即复归保护回路，机组保持空转。(3)试验中，若升速至115额定转速，过速保护尚未动作，则应立即减速，停止试验。(4)试验结束后，机组改检修，由检修人员对转动部分作全面检查。2.3.8机组甩负荷试验措施：2.3.8.1机组闸门开关动作正常。2.3.8.2调速器、压油装置工作正常。2.3.8.3过速保护投入。2.3.8.4调速器切至“自动”位置。2.3.8.5机组自动开机并网后，按试验要求的负荷值，拉开发电机出口断路器甩负荷。2.3.8.6监视调速器动作正常。注：机组甩负荷试验注意事项：(1)在试验过程中，如过速保护过早动作，则应立即复归保护回路，开机组上游闸门，并根据需要机组保持空载或停机。(2)在甩负荷过程中，如发生转速超过115额定转速过速保护拒动时，应立即紧急停机，以免发生机组飞车。(3)在甩负荷过程中，当调速器紧急关闭时间进行调整后，不能立即甩大负荷，应按2.3.8.6.4试验要求的负荷值，从甩小负荷到甩大负荷依次试验。(4)在甩负荷过程中，水压上升率不超过32，转速上升率不超过55。2.4 运行检查2.4.1发电机正常运行时，频率变动范围不超过500.5Hz，电力系统频率的正常合格范围为500.2Hz。如调度根据当时系统的运行方式有新的规定时，则按调度的规定执行。2.4.2发电机正常运行时，电压变动范围在额定电压的5%以内，其出力不变。发电机最高运行电压不超过其额定电压115%（7.245KV），最低运行电压不低于其额定电压的90%(5.67KV)，此时机组的定子、转子电流以不超过机组的额定值为限。2.4.3发电机定子、转子正常控制电流：机号项目1号机2号机3号机定子电流 （A）229122912291转子电流 （A）2728272827282.4.4 发电机的功率因数一般应控制在0.870.92范围内运行。2.4.5 运行正常检查：2.4.5.1 机组检修复役后投入运行，应对机组作一次全面检查。2.4.5.2 机组事故或系统事故造成机组有冲击时应对机组作一次全面检查；检查正常后进行一次零起升压观察。2.4.5.3 机组正常运行或备用时每两个小时应对机组进行一次检查。2.4.5.4 发电机正常运行时，应按机组铭牌参数运行，避免机组在振动区运行。2.4.6 运行注意事项：2.4.6.1 运行中机组的定子铁芯温度、各部瓦温每天必须进行日分析。2.4.6.2 发电机检查应无异声、异味和强烈的振动等现象。2.4.6.3 机组各部轴承的油位、油色及轴承的瓦温正常，无漏油、甩油等现象。2.4.6.4 冷却系统示流器示流情况正常。2.4.6.5 机组导叶接力器无抽动现象。2.4.6.6 机组导叶剪断销装置完好。2.4.6.7 水轮机主轴密封、导叶套筒无渗漏。2.4.6.8 各油水管路阀门位置正确，无渗漏现象。2.4.6.9 各个电磁阀位置正确、接线完好，无过热、变色、变形和氧化现象。2.4.6.10 机组冷却水系统工作正常。2.4.6.11 上游闸门全开、压力钢管、伸缩节渗漏现象，各排水孔畅通无积水。2.4.6.12 压油装置油泵电机工作正常，集油槽油面正常。2.4.6.13 机组停机备用时应注意检查：2.4.6.13.1 停机回路已复归。2.4.6.13.2 无机组故障信号，机组导叶在全关位置、调速器事故电磁阀失电。2.4.6.13.3 调速器各个部件无异常，油压正常，压油泵启停正确。2.4.6.14 机组在开机状态下应注意检查：2.4.6.14.1 监视机组振动情况，若振动大应分析原因，原因不明且振动过大则应停机检查。2.4.6.14.2 机组制动闸应处于正常状态。2.4.6.14.3 调速器的油压、油位正常。2.4.6.14.4 手动投入冷却水，监视水压正常。2.4.6.14.5 检查机组导轴承甩油环转动情况及推力导轴承刮油情况。2.4.6.14.6 注意机组推力瓦导轴承的瓦温。2.4.6.14.7 注意机组振摆度有无突然增大现象,并分析原因。2.4.6.15 机组继电保护，综合自动化装置、仪表及各变送器工作正常。2.4.6.16 运行机组发生事故时，应立即到现场查明原因并记录各个保护动作情况和机组状况，未经值长的许可不得复归其事故和故障信号。2.4.6.17 水轮发电机组因故发生高转速加闸停机后，应立即对机组的制动闸进行检查，若发现机组制动闸闸板有变色、变形和位移时应立即检修处理。2.4.6.18 机组在操作或试验中，如发生异常情况，应立即停止操作或试验，作好安全措施。2.4.6.19 发电机应保持通风道整洁、畅通。 2.4.6.20 未经主值许可，任何人不得在备用机组上进行影响机组备用的工作。 2.4.6.21 备用机组应与运行机组一样进行巡回检查。 2.4.6.22 当运行机组振动超过允许值时，应降低机组出力，同时监视机组的振动有无明显减弱，否则应停机处理。 2.4.6.23 遇系统事故或机组事故造成机组冲击较大时，应对机组各部、各表计及有关电气量和非电气量进行监视和分析。2.4.6.24 机组各部的冷却水压力应与该部位的实际温度相适应，否则应进行水压的调整。2.4.6.25 机组在相同的运行工况下，若轴承温度异常升高23时应检查机组的油、水系统的工作情况，查明原因后及时处理。 2.4.6.26 机组在自动开机过程中，如遇自动元件动作不良，应查明原因后再进行开机操作。 2.4.6.27 机组开机完毕后，应进行机组调速器、励磁系统和冷却水系统的检查。 2.4.6.28 机组自动停机过程中，如遇自动元件动作不良，应立即改手动停机；停机结束后，应查明原因联系检修。2.5 发电机保护2.5.1发电机保护装置说明： 2.5.1.1纵差保护：作为发电机引出线及绕组相间短路事故的主保护，瞬时跳发电机开关、灭磁开关、事故停机。2.5.1.2低压闭锁过流保护：作为发电机、主变、10kV线路相间故障的总后备保护，经延时动作后跳发电机开关、灭磁开关、事故停机。2.5.1.3过电压保护：作为防止机组定子电压异常升高的主保护，经延时跳发电机开关、灭磁、事故停机。2.5.1.4低电压保护：作为防止机组定子电压异常降低的主保护，经延时跳发电机开关、灭磁、事故停机。2.5.1.5失磁保护：为反映发电机全失磁，瞬时动作，跳发电机开关、灭磁开关、事故停机。2.5.1.6过负荷：作为发电机正常过负荷的监视，延时发信号。2.5.1.7转子一点接地保护：作为运行中转子接地的监视，瞬时发信号。2.5.1.8 6.3KV绝缘检查：兼作为运行中定子接地的监视，瞬时发信号。2.5.2运行操作2.5.2.1发电机保护正常运行操作（#1、#2、#3机相同）：保 护 名 称元件编号正常运行备 注失磁保护1LP投入差动保护2LP投入后备保护3LP投入转子接地4LP投入水机联动5LP投入2.5.2.2运行注意事项(1)保护装置无异常，各运行状态信号、指示灯正常。(2)各连接片和运行方式位置正确，端子接触良好。(3)运行中不允许将纵差和低压过流保护同时停用。(4)纵差回路断线时，应立即将本机纵差保护解除，并检查纵差变流器回路有无异常。发现开路应设法短接，必要时应减负荷停机。2.6发电机组综合自动化2.6.1 装置说明2.6.1.1机组现地控制单元（LCU）完成I/O 采集，水力机械自动控制、调节及保护，手动准同期并网，励磁系统操作，故障发信，发电机开关控制，过程数据存贮，网络通信等功能。2.6.1.2机组LCU是一套完整的计算机控制系统。与上位机系统联网时，作为系统的一部分，实现系统指定的功能。而当与上位机系统脱机时，则能独立运行，实现综合自动化的现地监控功能。2.6.1.3机组LCU由PLC、手动准同期装置、温度巡检装置、转速信号装置等设备构成。2.6.1.4机组LCU通讯由通讯单元与PLC、手动准同期装置、温度巡检装置、转速信号装置同后台通讯进行数据交换。2.6.1.4为保证机组并网的可靠性，除手动准同期外，另在中控室共用LCU柜上设置了一套微机准同期装置共三台机公用。2.6.2水力机械保护2.6.2.1机组过速：机组甩负荷时，且遇调速系统故障，为防止机组转速异常升高到115%额定，瞬时跳开关、灭磁开关，投入紧急停机事故电磁阀，事故停机关导水叶；如调速器故障或导水叶剪断销剪断机组转速继续升高至150%额定，则落下上游闸门。2.6.2.2轴承温度过高：防止机组推力、导轴承温度严重升高，瞬时跳开关,灭磁开关，投入紧急停机事故电磁阀，事故停机。2.6.2.3剪断销剪断：防止蜗壳内进入杂物造成导水叶发卡。运行中发故障信号，停机过程中和事故停机时落上游闸门。2.6.2.4调速系统低油压：防止油槽油压过低，调速器失去控制能力。瞬时跳开关，投入紧急停机事故电磁阀，事故停机关上游闸门。2.6.2.5下列保护发信号：轴承及铁芯线圈温度升高、机组压变故障、备用压油泵启动、备用水泵启动、调速系统油压过高、停机未完成、导叶剪断销剪断、起励失败、过励限制动作、调节器和电源故障、开机条件不具备等。2.6.3运行操作2.6.3.1水轮机保护正常运行操作（#1、#2、#3机按顺序排列在发电机保护屏内）：保 护 名 称元件编号正常运行备 注机组事故跳出口开关压板11（21、31）LP投入机组事故跳灭磁开关压板12（22、32）LP投入机组关导水叶压板13（23、33）LP投入2.6.3.2机组综合自动化装置（LCU）各元件正常操作元件名称元件编号位 置备 注运行检修220V 交流电源开关1K投入拉开220V 直流电源开关2K投入拉开转速信号交流电源开关2K投入拉开温度表电源开关1QK投入拉开2.6.3.3上位机启动2.6.3.3.1检查全厂LCU装置工作电源开关已投入。2.6.3.3.2自启动约13分钟后，运行主程序。2.6.3.3.3结线图：点击结线图，显示刘村坝电站主接线图。2.6.3.3.4曲线图：可以查看实时曲线显示，包括#1主变压器高、低压侧电流、电压、功率，1#（2#、3#）发电机电压、电流、功率等。2.6.3.3.5棒形图：可以查看实时数据棒形显示。2.6.3.3.8综合图：可以查看实时遥测数据、遥信状态及进行正常操作等，主要有#1（#2、#3）发电机遥测、遥测、PLC一览表， 35KV主变压器及#1、#2厂变遥测、遥测一览表、公用PLC一览表，#1（#2、#3）发电机正常开停机流程、事故停机流程、紧急关上游闸门流程等。2.6.3.4 LCU柜自动开机LCU控制方式手动/自动切换开关置“手动”位置。2.6.3.4.1开机/停机切换开关置“开机”位置，监视机组开机、并网正常。2.6.3.4.2检查各部复归正常及发电机开关正常。2.6.3.4.3手动操作功率增加、电压增加控制开关，带负荷。2.6.3.4.4LCU控制方式手动/自动切换开关置“自动”位置。2.6.3.5 LCU柜自动停机2.6.3.5.1手动操作功率减少、电压减少控制开关，推有功、无功负荷至零。2.6.3.5.2LCU控制方式手动/自动切换开关置“手动”位置。2.6.3.5.3开机/停机切换开关置“停机”位置，监视机组停机正常。2.6.3.5.4检查各部复归正常及发电机开关正常。2.6.3.5.5LCU控制方式手动/自动切换开关置“自动”位置。2.6.3.6手动准同期并列2.6.3.6.1调整发电机电压、频率与系统接近。2.6.3.6.2手动准同期切换开关置“就地”位置。2.6.3.6.3整步表均匀缓慢旋转一圈后，根据开关的合闸时间，选择适当的提前量，进行手动准同期并列。2.6.3.6.4手动准同期切换开关置“退出”位置。2.6.3.7自动准同期并列：2.6.3.7.1监视发电机电压、频率与系统接近。2.6.3.7.2自动准同期切换开关置“远方”位置。2.6.3.7.3监视机组自动并网正常。2.3.6.8运行注意事项：2.3.6.8.1机组自动开、停机以上位机操作为主，遇上位机、或通信故障，可在机组LCU柜上手动开、停机。2.3.6.8.2正常情况下发电机开关的操作应在操作员工作站上进行，如遇操作员工作站故障无法执行时，可在LCU上操作。2.3.6.8.3LCU 电源恢复后，应重新启动。2.3.6.8.4在LCU 维护、调试期间，机组出口断路器在“试验”位置，机组锁锭投入，调速器主油阀关闭，操作电源切除。2.3.6.8.5机组部分检修工作，压油泵还在工作，LCU总交流电源不应拉开。此期间LCU仍在工作，不得进行开停机、增减有无功等操作。2.3.6.8.6发电机开关做合、分试验时，机组应做好防转措施，并切除调速器电源。2.3.6.8.7发现LCU死机，应及时启动，同时做好事故预想。2.3.6.9运行检查2.3.6.9.1电源开关在合上位置，切换开关位置正确；各端子接线完好，无松动。 2.3.6.9.2各通信接口及接插件接插良好，引线接头不松动。2.3.6.9.3信号灯指示正确，盘内各装置工作正常，接点接触良好，各电源板运行正常。2.3.6.9.4交流采样装置各电气量参数显示正确，显示器显示正常。PLC各模块 “RUN（运行）”灯亮，各输入、输出开关量指示动作正确。2.7 YDT-4000A调速器2.7.1装置说明2.7.1.1调速器由以下部分组成：交直流电源模块、操作回路部分、电气部分、开限电机及驱动部分、电液转换器、位移传感器、主配压阀、接力器、推拉杆等。2.7.1.2调速器的压油装置提供调速器液压操作油源，设有两台压油泵，正常情况下一台油泵工作，一台油泵备用，两台油泵轮换工作。2.7.1.3调速器的控制有2种运行方式： “自动”和 “手动”，由手自动切换阀切换。 2.7.1.4采用电液转换器作为电机转换部件。2.7.1.5结构上采用电气机械液压油源三位一体的形式.上部为电气装置，下部为机械液压部件.正面设有操作面盘，显示表计；2.7.1.6电源消失时，具备工况保持特性。2.7.1.7设有频率开度和功率三种调模式，且在并网后能无扰动自动切换。2.7.1.8具有根据水头变化自动调整开度空载开度和并网后跟踪导叶开度的功能。2.7.1.9采用交直流电源同时供电，减少了由于电源故障而影响工作的机率，但单一电源瞬间断电都能正常运行。2.7.2运行操作2.7.2.1自动开机2.7.2.1.1自动开机前的准备2.7.2.1.1.1合上调速器交直流电源开关。2.7.2.1.1.2观察显示表计（开度表、转速表指针指示为零）。2.7.2.1.1.3观察各种指示灯（交流电源、直流电源、机频正常、网频正常、反馈正常）。2.7.2.1.1.4观察修改运行参数，可以根据水头的变化修改相应的电气启动开度、电气空载开度和电气空载开限。2.7.2.1.1.5检查油压装置的油位油压正常，压油罐总出油阀正常在打开位置。2.7.2.1.2自动开机：检查机械锁锭在打开位置，在上位机上（或LCU柜）发开机令，机组自动开至空载开度。2.7.2.1.3自动负载运行：发电机出口断路器合，进入负载运行方式，通过功增功减按钮，使机组所带负荷增加和减少。2.7.2.1.4自动停机：通过上位机（或LCU柜）上发停机按钮，就能自动完成停机过程，至导叶全关后，返回停机等待。2.7.2.1.5事故操作：在发生事故的情况下，人为按下紧急停机按钮或保护装置动作，使事故电磁阀带电，接力器以最快速度关至全关，同时开限电机旋转至全关位置（防止事故电磁阀返回）。当一切恢复正常后，按复归按钮复归。2.7.2.2手动开机2.7.2.2.1检查油压装置的油位油压正常，压力油罐总出油阀在打开位置，油泵自动启停正常。2.7.2.2.2将开限机构切换开关切至“手动”位置；操作开限手轮（或开限按钮）使限制开度指针与实际运行开度一致；将调速器手自动切换阀切至手动位置。2.7.2.2.3操作开限机构手轮，打开机组导叶至空载开度（额定转速）。2.7.2.2.4长期停机或大修后首次运行，开机前应在静态下（上游闸门落下）手动操作接力器往返数次，以排净系统内的空气。2.7.2.3手动关机2.7.2.3.1操作开限机构手轮，退去负荷至零，手动将开关跳开。2.7.2.3.2操作开限机构手轮，关导叶至全关位置。2.7.2.3.3当机组转速降至额定转速的30%时，投入机组刹车装置。2.7.2.3.4当机组停转后，退出机组刹车装置。2.7.3运行注意事项2.7.3.1调速器运行前，要打开导水叶时，必须检查接力器锁锭在摇出位置。2.7.3.2当已发生事故情况下，且直流操作回路或事故电磁阀故障时，直接按下事故电磁阀针塞,同时操作开限机构手轮至全关位置后,再放开急停阀针塞。2.7.3.3定期检查事故电磁阀运行情况，以确保其在事故状态下能可靠动作。2.7.3.4调速器所使用的透平油应符合GB759681的有关规定，首次运行或大修时，应重新过滤或更换新油。2.7.3.5注意压力罐中的油气比（油占三分之一）,出现异常及时调整。2.8励磁系统2.8.1装置说明2.8.1.1机组励磁系统采用静止可控硅励磁调节方式，系统由励磁变、三相半控整流桥、励磁调节装置、测量单元、起励回路、灭磁开关及转子灭磁回路组成。励磁调节装置分为：自动运行和手动运行两种运行方式，自动运行为电压调节（AVR）模式，手动运行为电流调节（MCR）模式，后者供试验和短路烘烤用；起励方式分为残压起励和直流起励两种方式。2.8.1.2装置设有以下保护2.8.1.2.1欠励限制：作为防止机组在运行中无功进相，影响机组的稳定而设置的动作：自动增加无功并发信号。2.8.1.2.2过励限制：作为防止机组在运行中转子电流超过规定值（ 355 A）而设置的保护，动作自动减少机组的励磁电流，降低机组无功并发信号。2.8.1.2.3DC/DC变换：为了加强控制系统工作电源的可靠性及实用性，辅助电源由两路电源供电，一路为厂用电，另一路为厂用直流电。直流电源通过装置内部变换装置将DC220V变换为DC24V供控制系统使用 。2.8.1.2.4整流桥监测与报警：当有一桥臂发生故障，监测回路动作报警，整流桥缺相故障显示灯亮。2.8.1.2.5PT断线保护：当励磁用PT发生断线故障时，可以检测到故障，发信号。2.8.1.2.6故障限制强励：当装置出现PT断线、一臂断流（脉冲消失、快熔熔断）、风机停风等故障时，能够限制强励。2.8.2运行操作2.8.2.1投电：先给机柜投入交流电源，再投机柜内控制及合闸直流电源保险。2.8.2.2正常开机：当机组转速至80%额定转速后，按开机起励按钮或接受上位机（LCU柜）起励命令，装置自动升压至空载额定电压，同时可利用增磁、减磁按钮，调节发电机端电压。2.8.2.3正常停机：接受来自上位机或LCU柜命令，跳开灭磁开关，利用灭磁开关加线性电阻灭磁回到停机初始状态。2.8.2.4机组在运行中如遇自动通道故障时，不能自动将励磁方式切换至“手动通道”运行，必须停机后再切换通道。2.8.2.5机组零起升压：励磁方式切手动（模拟调节器）、合上机组灭磁开关（对主变零起升压应合上机组开关）机组开机至“空载”、。，按起励按钮，调整励磁给定电压至40%Ue，再调整“增磁”按扭进行升压到要求值。2.8.3运行注意事项2.8.3.1正常运行时以“恒压”运行模式为主，如必须进行手/自动切换时必须征得公司领导的同意。2.8.3.2事故时自动灭磁，当要手动灭磁时，应先解列后灭磁，以免机组矢磁。2.8.3.3机组在运行中严禁拉开灭磁开关。2.8.3.4当功率柜的风机因故退出运行后，机组的励磁电流不得超过190A（70%Ile），并严密监视可控硅的温度，必要时应停机处理。2.9事故处理总则2.9.1本规程是根据电力部颁布的电气事故处理规程，结合本电站的实际情况编订的。全公司有关人员都应熟悉本规程。2.9.2事故处理的主要任务：2.9.2.1尽速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁。2.9.2.2用一切可能的方法保持设备的安全，确保机组在安全状态（跳开机组出口开关、灭磁开关，关闭导水叶或落下上游闸门）。2.9.2.3值班人员只有在接到直接领导者的命令或对设备和人身安全有明显的直接威胁时方可将设备停止运行。2.9.2.4事故处理时必须严格执行发令、复诵、汇报和录音制度。命令和汇报内容应简明扼要。命令内容不清楚或对命令不理解时，受令人应向发令人询问清楚后方可执行。2.9.2.5发生事故时，只允许直接参加事故处理的人员和公司领导进入控制室和事故发生的地点。非参加事故处理的人员禁止进入事故现场。2.9.3发生下列事故时由值长发出事故警报信号：2.9.3.1设备严重损坏事故2.9.3.2恶性火灾事故2.9.3.3水淹厂房事故2.9.3.4全厂停电事故2.9.4如果下一个命令必须根据前一个命令的执行情况来确定时，则应等待前一个命令的受令人的亲自汇报；不得经由第三人传达，也不允许根据表计的指示来判断命令的执行情况。2.9.5发生事故时，值班人员应仔细观察表计、信号等与事故有关的现象，以及重要操作项目的执行时间和原则次序。在复归保护的指示信号前应认真作好保护的动作情况及指示信号的记录。2.9.6事故处理时，对系统运行有重大影响的操作（如改变电气接线方式、变动全厂总出力等）应根据调度规程的规定得到调度员的命令或许可后才能进行。2.9.7下列各项操作，可以不得到调度指令，由现场值班人员自行执行，执行后必须简明汇报调度，事后再作详细报告：2.9.7.1将直接对人身有威胁的设备停止运行。2.9.7.2将已经损坏的设备隔离。2.9.7.3运行中设备有损坏的严重威胁时，予以停电或隔离。2.9.7.4当厂用电部分停电或全部停电时，或直流母线电源消失时，恢复其电源。2.9.7.5因励磁系统故障造成发电机组强烈振荡或失去同期且不能恢复时，将发电机组从系统解列。2.9.8电气设备发生事故时，值班人员必须遵循以下原则消除事故：2.9.8.1根据有关表计指示，继电保护动作情况，开关状态指示以及设备的外部现象判明事故性质。2.9.8.2发现对人身或设备有威胁时，应设法消除威胁，必要时将该设备停止运行。对所有未受到损伤的设备，应尽力设法保持或恢复正常运行。2.9.8.3将包括保护、自动装置、开关动作在内的主要事故情况迅速地报告给上级调度、公司领导，在发生严重事故时发出事故警报。2.9.8.4迅速进行必要的检查和必要的试验，判明事故的地点、范围及其原因，了解事故的全面情况。2.9.8.5为防止事故的扩大，必须主动将事故处理的每一个阶段正确迅速地报告有关调度，并尽可能得到公司的领导批准。值长在处理事故时应正确的判断值班人员有没有按有关规程规定自行地独立进行了必要操作的可能性。2.9.8.6发生事故的设备，若自动控制回路失灵，应立即到现场进行手动操作；或断开其上级电源。2.9.8.7检查设备单相接地故障时，应符合现场安规关于进入高压设备接地区域的规定，穿好绝缘鞋，带上绝缘手套。2.9.9通讯中断当调度的通讯全部中断时，值班人员应：2.9.9.1按系统频率不超过500.2Hz的要求进行调频，监视线路潮流在规定范围内运行，监视母线电压在规定范围内。2.9.9.2停止执行已经批准的设备停役