水电站综自改造施工方案

1、清污机改造施工方案*电力股份有限公司发电分公司*电站综合自动化改造施工方案公司批准：审定：审核：分公司批准：审核：校核：编写：二。一四年九月目录1 .项目概述-1 -1.1 项目地址-1 -1.2 项目现状-1 -1.3 项目改造的必要性 -4 -1.3.2 监控、保护系统改造及自动化元器件部分更换的必要性 -4 -1.3.3 直流系统改造的必要性-5 -1.3.4 气、水系统改造的必要性 -5 -1.4 改造的目标-5 -2 自动化改造的范围 -5 -3 .编制依据-6 -4 .工期安排及进度控制 -7 -4.1 工期安排-7 -4.2 进度控制-7 -4.3 工程进度控制横道图 -9 -5

2、 .组织措施-10 -6 .质量保证措施 -10 -7 .安全措施-12 -页脚内容2清污机改造施工方案*水电站综合自动化改造施工方案1 .项目概述1.1 项目地址*电站始建于1978年，距离*市城南10km发电机层海拔高程为269.692 m,总装机5台混流式机组共16MW5*3.2MW,发电机额定电压：6.3 kV。现有 2台主变（#1主变容量12500kVA 其变比38500/6300、#2主变容量8000kVA 其变比38500/6300）, 35KV出线四回。工程所在地区地震基本烈度为VI度；年平 均气温18.43 C;1.2 项目现状目前，*水电站存在着设备运行方式落后、陈旧、安全

3、性能较差，且设备 老化，可靠程度低；目前使用的常规继电器控制、监视及保护系统和自动化元件 在投入运行数十年后，现在已远落后于现代电厂自动化运行标准的要求，并且常 规控制保护系统中的较多元器件因产品的更新换代或停产给电厂的正常运行维 护造成困难。1.2.1 水轮机部分水轮机技术数据表:编号机组主要参数机组型号1设计水头（米）21.42设计流量（米3/秒）18.5#1 #4 机HL240-LH-1805删 HLA396LH-188V额定转速（转/分）187.54额定出力（千瓦）33705飞逸转速（转/分）4706水推力（吨）291.2.2 辅机部分1.2.2.1 气系统*电站的低压气系统机械部分已

4、于 2014年上半年改造完毕，目前采用的两 台螺杆式低压气机(学3.0m3/min, 1.0Mpa)与一台低压气罐(2m3 1.0Mpa)及 其相关的管路组成，中压气系统因涉及油压装置改造，目前仍按原有的方式运 行，控制系统采用继电器控制方式，现在基本上只能采用手动方式。1.2.2.2 水系统*站水系统采用蜗壳取水和水厂供水。供水系统的主要对象是：发电机推 力轴承和上导轴承的冷却水； 消防用水；空气压缩机的冷却水；排水泵的充水； 检修及生活用水。河道原水水质好时采用蜗壳取水，经滤水器与电站蜗壳取水总 管相连；河道原水水质差时，启用水厂对水质进行净化，清水经水泵送往厂房内 的机组清水供水总管。1

5、.2.2.3 油系统*电站油系统由调速器、主阀油压装置和机组油轴承组成。*电站油压装 置采用双螺杆泵，油泵采用电接点压力表和电磁式继电器进行控制。油槽油位采用玻璃液位计，未设置油位自动报警回路，采用浮子信号装置监视各导轴承油槽 油位。1.2.2.4 电气二次*电站电气继电保护及自动化全部采用常规电磁式元器件，分别安装于中 控室、发电机机旁屏盘内。继电器基本采用屏面凸出安装方式，屏后为开启式， 没有防尘、安全防护设施。由于电气二次设备均采用常规老式电磁式模拟设备， 因此电站自动化水平低压，不能实现综合自动化、智能化，劳动生产率低下，运 行管理成本较高，并且模拟设备能耗高、采购周期长、难度大，检修

6、费用高，动 作灵敏性、可靠性、选择性、速动性较差。页脚内容-2 -清污机改造施工方案1.2.2.5 自动化部分*电站机组、线路、变压器自动化采用常规电磁式元器件，实现机组的开 停机、自动控制、故障报警、事故停机，发电机、线路同期操作，各断路器分、 合闸控制，线路自动重合闸，水机辅助系统的自动控制等功能。中控室设常规继 电器控制台，完成机组远方开、停机及同期操作及信号监视，各断路器的分、合 闸控制。机旁设机组测温屏一面，励磁屏两面，励磁屏于2012年改造更换。机旁屏三面，从左至右依次为机组测温屏、励磁屏。1.2.2.6 继电保护部分*电站发电机、主变、35KV线路采用常规电磁式保护。继电保护装置

7、均为 机组投运时安装的常规继电器保护装置。由于各保护装置继电器多，接线复杂， 运行数几十年后，各继电器和接线已严重老化，继电器运行中电磁振动声大、 损 耗高发热量大，可靠性、灵敏性、选择性、速动性差，已无法保证电站及电网的 安全稳定运行。各保护装置每年定期校检，校验项目、内容较多，以至停电时间 长，工作效率低。大多数继电器的部件逐渐老化， 需要修复或多次的调试才能满 足要求，增加了检修维护的工作量，而且在运行中也不能完全保证动作的可靠性。 保护误动、拒动的现象时有发生，不能保证电厂的安全、可靠和稳定运行。1.2.2.7 辅机控制部分*电站内主要有调速器油压装置、中、低压空压机、机组技术供水等辅

8、机 控制，采用常规继电器控制。辅机控制装置的控制都是由检测元件和空气开关、 操作开关、继电器、接触器等构成的常规控制，接线点多，工作环境潮湿，检测 元件可靠性很差，且大多已经损坏、拆除无法正常工作，继电器、接触器接点容 易烧坏、寿命低，继电器灵敏度低，可靠性差。因而自动装置故障率高、维护工 作量大。1.2.2.8 直流电源部分*电站的直流电源采用早期国产高频开关电源，蓄电池容量100Ah。直流页脚内容-3 -清污机改造施工方案电源运行时间较长，装置功能不完善，电气元件老化，运行故障率高，运行可靠 性低，蓄电池逐步老化，容量下降、内阻增大，装置没有相应的通信接口，不能 与外界实现通信。1.2.2

9、.9 闸门部分*电站有进水口闸门5孔，采用卷扬式启闭机，现地手动控制。泄洪闸门2扇，采用现地手动控制。泄洪检修闸门 1扇。1.3 项目改造的必要性1.3.1 新的规程、规范及国网反措的要求根据新的规程、规范及国网公司的反措要求，对于早期建成的电厂有必要进行自动化改造。主要的规程、规范及反措如下：国家电网生2007883号“关于印发国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）的通知”国家电网生技2005400号“关于印发国家电网公司十八项电网重大反事 故措施（试行）的通知”川电通自20075号”关于转发关于贯彻落实电监会 电力二次系统安全防护总体方案 等安全防护方案的通知”1.3.2 监控、保护系统

10、改造及自动化元器件部分更换的必要性*电站原有的常规控制、监视及保护系统在现在已远落后于目前电厂自 动化标准的要求，并且常规监控系统中的较多元器件因产品的更新换代或停产 会给电厂的正常运行维护造成困难。受当时设备制造能力限制，自动化元器件加工及配合精度差，随着运行年 限增长，磨损加重，导致漏油、漏水、漏气现象严重，运行极不可靠，影响机 组安全操作，运行维护成本极高。1.3.3 直流系统改造的必要性原直流系统电池的选择不符合新技术标准的要求。原直流系统已运行时间较长，装置功能不完善，运行故障率高，运行可靠性 低。近年来已更换多样备件。全厂的控制、保护系统均使用直流电源，故直流系 统的稳定可靠直接影

11、响到电厂的安全运行。1.3.4 气、水系统改造的必要性低压气机的缸体、活塞等主要零部件磨损严重，气系统经常不能正常建压， 跑、冒、滴、漏现象严重，故障率高，维护工作量大；常规控制，功能单一，不 能在线监测气压，无计算机监控系统接口。水系统（包括顶盖排水、检修井、渗 漏井等）均为常规电磁式控制，无法在线监视，容易造成如水淹油盆、轴承温度 升高等故障。1.4 改造的目标按照“无人值班（少人值守）”的原则，进行计算机监控、辅机控制系统及 自动化元器件的总体设计和系统配置。电厂能满足调度自动化的要求，机组开、 停，功率设定及负荷调整，均能实现远方监控。2自动化改造的范围1.1 水机部分1.1.1 对原

12、供排水总管、供排油管、供气管路进行更换为不锈钢材质。（该项目已在2014年上半年施工完毕）1.1.2 增设上导冷却水流量开关，顶盖水压变送器、机组冷却水自动控制 阀、机组冷却水总管压力变送器。1.1.3 原自制、无安全保障的低压、中压储气罐，更换为符合安全规范的 气罐，同时配备对应的空压机。（该项目已在2014年上半年施工完毕）1.1.4 在原蜗壳取水管路后增设自动滤水器，五台机组设两台滤水器，一主一备,另外增设一根蜗壳取水总管。（该项目已在2014年上半年施工完毕）1.1.5 水厂供水：增设一台套离心泵，水泵出口增设流量开关，水厂加压泵站供水管线压力开关，水厂加压泵站供水管线压力变送器。（该

13、项目已在2014年上半年施工完毕）1.2 电气二次部分1.2.1 常规电磁式信号、监视、控制设备改造，涉及主机、主变、各断路 器、隔离开关、接地开关、油、水、气系统、进水口闸门、泄洪闸门启闭机等设 备的控制、信号监视。1.2.2 常规电磁式继电保护和自动装置改造，涉及发电机、主变压器、线 路保护及400V厂用电备用电源自动投入装置。1.2.3 DC220V直流系统改造。3 .编制依据3.1 四川*电力股份有限公司研究*水电站综自改造相关事宜的纪要3.2 四川省水利水电勘测设计研究院*电站自动化改造初步设计报告；3.3 *电站的实际运行状况和现场环境；3.4 设计院出具的*电站电气二次屏柜布置图

14、；3.5 JB/T 5777.2-2002电力系统二次电路用控制及继电保护屏（柜、台）通用技术条件3.6 JB/T 5777.3-2002电力系统二次电路用控制及继电保护屏（柜、台）基本试验方法3.8 DL/T 578-20083.7 Q/XJ 20.50-2004 继电器、保护及自动装置通用技术要求水电站计算机监控系统基本技术条件3.9 DL/T 822-2002水电站计算机监控系统试验验收规程3.10 DL/T 5065-2009水力发电厂计算机监控系统设计规定3.11 机械设备安装工程施工及验收通用规范(GB50231-98)3.12 建筑工程施工全国统一验收标准GB50300-2001

15、4 .工期安排及进度控制4.1 工期安排本工程的部分分项项目已全部或部分完成，本次工期安排主要根据四川* 电力股份有限公司研究*水电站综自改造相关事宜的纪要的原则，通过对项 目的梳理，充分考虑发电分公司*电站的实际运行情况，以及经综合分析涪江 水情、汛期防洪、发电效益等因素后，初步将本次工期暂定为：2014年9月12日起至2015年2月15日结束；具体的时间的节点根据公司的统一要求作相应的 调整，工期包括(除国庆节、元旦、春节外)双休日在内共计147天。其中工程前期准备43天，主体工程施工期105天。4.2 进度控制表一：工期综合控制表工期编畀项目内容时间安排备注1 4人 1前期准备之1直流系

16、统更换该项目已完成2人员分工及工器具的准备2014年9月1213日3电缆清册及审核2014年9月1416日4厂用屏两端立服务器、网络柜2014年9月17日5敷设直流、交流、控制信号等电缆2014年9月17日起9月底完成敷设量80%;1上位机子站平台建设2014年10月731日2完善电缆敷设工作3机组测温屏改接1# 1机监控、保护、调速器改造2014年11月113日主体2# 2机监控、保护、调速器改造2014年11月1426日工程3#3机监控、保护、调速器改造2014年11月2612月9日施工4#4机监控、保护、调速器改造2014年12月921日5#5机监控、保护、调速器改造时间与A级检修同步A

17、级检修同步实施6清理中控室同期及控制、 信号接线2014年12月2629日可提前到与第二尸问7对控制小母线线路进行改接实施主体8拆出控制室5台机组旧屏2014年12月3031日工程9中控室公共 LCU、线路、主变、2015年1月0309日施工10进行中控室子站相关工作机组改造时可进行阶段11主变、线路进行监控、保护改造2015年1月1023日根据实际状况进行完12撤除中控室“中央信号、主变、线2015年1月2426日善、消缺13安装光传数据、五防电源、保信、2015年1月2729日14倜度数据网屏 厂家调试2015年1月3031日调试1现地全面试运行、完善、培训2015年2月114日阶段2集控

18、站试运行运行1*投入集控运行阶段2015年2月15日起阶段 工程1静电地板安装收尾2资料收集、整理，内部验收2015年2月15日3月15日页脚内容-8 -清污机改造施工方案4.3工程进度控制横道图油、水、气管路改造直流系统更换人员分工及工器具的准备电缆清册及审核厂用屏两端立服务器、网络柜上位机子站平台建设敷设直流、交流、控制信号等电缆上位机子站平台建设 完善电缆敷设工作 机组测温屏改接# 1机监控、保护、调速器改造 # 2机监控、保护、调速器改造 # 3机监控、保护、调速器改造 # 4机监控、保护、调速器改造 # 5机监控、保护、调速器改造 清理中控室同期及控制、信号接线对控制小母线线路进行改

19、接拆出控制室 5台机组旧屏中控室公共LCU、线路、主变、UPS电源屏按设计顺序就位进行中控室子站相关工作主变、线路进行监控、保护改造 撤除中控室“中央信号、主变、线路”前后屏安装光传数据、工业电视、五防电源、保信、调度数据网屏厂家调试现地全面试运行、完善、培训 集控站试运行 静电地板安装资料收集、整理，内部验收已完工项目(待施工项目11月11月12月12月12月12月2015年01月01月01月02月13日26日08日22日26日31日1月3日09日22日31日15日8月9月09月10月10月12日1707日31日03月15日页脚内容-9 -清污机改造施工方案5 .组织措施为了保证发电分公司*

20、电站综自改造改造工程的顺利进行，加强安装安全、技术、质量等方面的管理；确保安全、高效、优质地完成本项工程。发电分公司依据2014年5月19日四川*电力股份有限公司研究*水电站综自改造相关事宜的纪要的要求，成立改造工程领导小组，全面负责工程的指挥，协调等工作。5.1 项目现场总协调：黄炜负责*水电站综合自动化改造工作的现场协调、指挥、监督、考核。5.2 *水电站自动化改造工作推进小组成员名单5.3 *水电站自动化改造工作小组职责负责编制分公司*水电站自动化改造工作计划并负责改造工作的进度、质量、 安全等；负责联系设备制造厂、设计院、安装单位、运行等；负责与公司生技部 等相关部门就*水电站自动化改

21、造实施的联系和协调工作，并适时召开协调联 系会；负责与物资分公司的联系和协调，确保物资供应的及时、准确性；负责定 期编写分公司*水电站自动化改造的工作简报，适时通报工作情况；负责分公 司*水电站自动化综合改造相关技术资料的收集、整理和归档工作；负责 * 水电站综合自动化改造后运行人员培训和设备操作规程编制的组织工作等。改造完毕后成果整理工作。5.4 *水电站综合自动化改造工作小组成员与工作班成员的主要职责6 .质量保证措施6.1 .根据标准规范及厂家的安装说明要求，编写施工方案或作业指导文件，并按规定报批后实施。6.2 .在施工前由施工技术人员向全体参加施工作业的施工人员进行技术交底，并做好交

22、底纪录被查。6.3 .工程施工所需要的各种记录、质量检验及质量评定等表格准备齐全。6.4 .所使用的施工机具应能满足施工工艺要求，并保持完好。量具精度符合规范要求，并在计量部门检定合格的有效期内，保证有足够的工序能力。6.5 新屏柜就位安装，在搬动排放时应有防倾倒措施。调整其位置，使远动通信屏的四个面的水平度及垂直度误差应小于每米1.5mm调整各屏柜位置使其正面与其它屏体的正面在同一平面上，按部颁规范要求屏柜的垂直度误差应小于每米 1.5mm,成列柜顶水平度误差不大于 5mm成列柜面水平度误差小于 5mm柜间接 缝小于2mm如达不到要求可在柜底垫上垫块，但要求垫块不得超过三块，垫块不 得有松动

23、。屏体的各安装要求满足后，用连柜螺栓将柜体与相邻的柜体连接紧 固,并用螺栓将柜体与基础槽钢连接固定牢固。6.6 电缆敷设：敷设控制电缆的组织者、指挥者应有周密计划，对电缆型号、电 压规格进行复查是否符合电缆清册要求。电缆敷设时应尽量避免交叉，不同单元 的电缆应尽量分开，电缆在支架上由上至下的敷设顺序：从高压至低压的电力电 缆，从强电至弱电的控制电缆、信号电缆和通信电缆。施放电缆的带头人要清楚 各设备的具体位置。负责放电缆的人要注意检查电缆是否有损伤。电缆在屏的一 端决定位置并留有足够的长度后，由该端向另一端在支架上整理排列。确定另一 端长度截断，立即挂牌。电缆转弯处弯曲半径不得小于该电缆直径的

24、10倍。屏问电缆应统一排列在电缆层最上层支架上。屏上的电缆固定既要考虑该电缆在端 子排上接线位置，又要考虑减少交叉排列整齐。电缆施放时要作绝缘检查。6.7 控制电缆头制作：电缆在屏、箱内固定后，一律在固定卡上端剥去聚氯乙 烯护套和钢铠。钢铠与内衬层距离统一定为 50mm剥去内衬层。电缆作头后要 对电缆芯进行屏蔽层对芯线摇绝缘，并经过 1000伏耐压后方可接线。电缆芯以 每条电缆为单位拉直、排列、扎紧、不准多条电缆扎在一起。电缆备用芯应分上、 下留用，并有足够的长度。6.8 接、配线工艺：执行二次回路结线施工及验收规范 的GB50171-92标准。6.9 按照ISO9002质量管理体系标准进行，

25、实行工序跟踪检查，切实做到施 工中的每一道工序始终处于受控状态。6.10 对已安装就位的设备，应做好防护和保护措施，保证设备不被损伤或 破坏。现场做到工完料净场地清。7 .安全措施7.1 各控制屏柜安装就位序号危险点防范措施1在运行盘附近电焊、用电钻打眼或进 行重锤敲击作业，由于振动过大，造 成保护装置出口继电器接点抖动，开 关误动作。加强现场工作危险点、源分析，酌情退出相邻保护开关跳合闸压板后再行工作。2抬屏、安装时由于配合不当造成人身伤害。加强现场工作危险点、源分析，做好劳动保护，确保人身安全。7.2 电缆敷设、接线完成全站微机自动化系统电缆的敷设，（包括厂用屏至励磁屏、调速器柜、 测温油

26、泵控制屏等的电缆，励磁屏至机组 LCU柜的电缆，直流屏至机组LCU柜、 励磁屏、调速器柜的电缆等，机组 LCU柜、主变保护屏、35kV线路保护屏等至 网络屏之间的网络线等），同时完成所有新测控装置接线工作，确保电缆能够及 时接入。序号危险点防范措施1电缆线芯校核错误，造成接线错误认真校线、查线2接线时看错图纸位置，造成接线错误认真校线、查线3在带电设备区敷设电缆用电钻打眼或进行重锤敲击作业时，误碰运行端子，造成人身触电、保护动作等1. 加强现场工作危险点、源分析；2. 做好安全防护措施3. 一人工作，一人监护；4掀电缆沟盖由于个小心造成人身伤害。1. 加强现场工作危险点、源分析；2. 做好安全

27、防护措施7.3 UPS接入将微机自动化系统的各接点机接入 UPS电源序号危险点防范措施1UPS回路接线错误，造成 UPS故障时监控机或远动机全停；1 .调试时要进行单台 UPS停机试验，检查自动化机或远动机应仍有一台运行；2 .调试时要进行 UPS交流输入停电，UP刚能不间断输出试验；2UPS交流电源的输入端未接电源避雷器，可能造成UPS遭雷击损坏。要求UPS交流电源的输入端接电源避雷器。7.4 微机自动化系统后台系统调试序号危险点防范措施1在微机自动化系统后台进行数据库修改时，因操作不当造成参数误修改。1 .修改数据库，一定要做好数据备份，以便修改有误时系统及时恢复；2 .系统每次改动都以备

28、份时间为文件名做好数据备份工作；3 .数据库修改应设密码保护功能；4 .除维护人员或厂家人员外，其他人员不得擅自打开系统的数据库进行编辑、修改工作；2CT变比整定错误。加强向量分析和对比测试分析，确保CT变比使用无误。3参数修改时修改不彻底，例：改开关编号只改数据库们未改回向等改开关编号应进行以下修改：改数据库、改主接线、细节图、潮流图等各相关画面、改报表、改语音；4系统数据在一台机改动后未进行数据同步工作。系统数据在一台机改动后一定要进行数据同步工作。5微机自动化系统因与笔记本电脑、光盘、U盘连接造成病毒带入微机自动化系统。1 .笔记本电脑专机专用， 并曲专 人保管，严禁连接具它网络或存在安

29、全 隐患的设备，严禁安装与工作无关的软 件或计算机游戏等，安装正版防病毒软 件，并定期进行更新；2 .工作中使用的软盘严禁用于其它不能确认其安全性的计算机中；3 .工作中必须使用的光盘软件，如不能确认其安全性，则必须先在安装有最新防病毒软件的专用笔记本电脑中进行病毒检测，确认安全后才能用 于实时系统的计算机中；4 .对于厂家技术人员在工作中使用的笔记本电脑要求其做相应的安全措施。6微机自动化系统系统软件和应用软件存 在安全漏洞造成病毒易侵入微机自动化 系统。1 .必须使用正版软件，尤其是用 于实时系统的操作系统及数据库软件；2 .在实时系统的相关计算机中 安装正版防病毒软件，并定期进行更 新；

30、3 .定期对操作系统、系统软件进 行备份外，还要求对已公布的严重软件 缺陷及时打补丁，消除安全隐患。7运用远方诊断功能后没后及时关闭MODEM1运用远方诊断功能后应关闭 MODEM电源造成黑客、病毒等的攻击。电源。7.5 微机自动化系统上电 所有测控装置及网络装置均带上交直流电源， 网络连接正常，具备微机自动化系统带电调试状态。序号危险点防范措施1由于对侧电缆未接线，信号电源合上，造成直流接地。将信号电缆公共端解开，再将信号电源合上2未对装置电源回路进行测试，送电时造成直流短路。对装置上电前，对装置电源回路进行测试3测控装置通讯地址设置错误，导致网络不能正常连接。检查测控装置及各节点机通讯地址

31、4网线制作错误造成网络不能正常连接。用网线测试工具测量正确7.6 测控装置与后台联调：各间隔的遥测、遥信、遥控测试及模拟传动。序号危险点防范措施1人体静电、频繁插拔插件，易造成插件损坏或接插头松动；1 .调试过程中发现问题先查明原因，不要频繁插拔插件,断开电源后才允 许插、拔插件，在插入插件时严禁插错 插件的位置；2 .需要插拔插件时，试验人员应采用 佩戴人体防静电手环，以确保不会因人 体静电而损坏设备。2由于设计错误或实际接线错误，造成出口回路不经压板或五防闭锁控制，给今后处理异常或传动做措施时留下事故隐患。1 .做好图纸提前审核工作，不将事故隐患带到现场。2 .加强新投传动工作。确保所有开

32、关、刀闸遥控出口必须经压板控制。就地/远方逻辑、五防逻辑、同期功能等都必须认真测试。3在对测控装置进行参数查询时，因操作不当造成参数误修改。1 .参数修改应设密码保护功能。2 .查看装置信息时，应在查询状态卜进行，以防误修改装置参数；3 .装置通讯地址、线路变比、系统配置、正常运行需要投入的控制软压板等参数应有书面文档保留；7.8 智能装置与微机自动化系统联调:UPS直流系统、电度表等智能设备与微机自动化系统通讯网线敷设，与后台进行联调。序号危险点防范措施1在直流系统屏后工作时误碰运行设备电源造成直流短路、掉电或人身触电。1. 加强现场工作危险点、源分析；2. 做好安全防护措施；3. 一人工作

33、，一人监护；2在UPSI后工作时误碰运行设备电源造成交流短路、掉电或人身触电。1. 加强现场工作危险点、源分析；2. 做好安全防护措施；3. 一人工作，一人监护；3在电度表屏后工作时误碰运行设备造成CT开路、PT短路或电量丢失。1. 加强现场工作危险点、源分析；2. 做好安全防护措施；3. 一人工作，一人监护；7.9 停电接入工作:序号危险点防范措施在微机自动化系统的后台进行开关遥控试验，因后台遥控点号等设置错误误控运行开关。1.进行遥控试验前，检查所用力闸控制电源拉开，开关打“就地”位，只将试验对象打“远方”位；12.在后台进行遥控试验，一定要经过“遥控选择”、“遥控返校”“遥控执行”三个步

34、骤，确认被控间隔正确无误；在微机自动化系统的后台进行刀闸遥控试验，误控运行开关或刀闸。1.进行刀闸遥控试验前，检查所后开关打“就地”位，刀闸控制电源拉开，只将试验刀闸控制电源合上；22.在后台进行刀闸遥控试验， 一定要经过“遥控选择”、“遥控返校”“遥控执行”三个步骤，确认所控刀闸正确无误；3操作本不该由自动化人员操作的设备（把手、刀闸等），误拉合运行设备。已运行的开关操作把手和信号电源自动化人员无权拉合。4在对信号回路进行检查时造成直流接地或短路1 .工作时一定要看好万用表档位，以防 止档位用错造成直流接地或短路；2 .拆动信号电缆回路时将拆下的线头用绝缘胶布包好，以防搭屏边或短路；3 .测

35、量遥信接点时，先用力用表测量接 点的对地电压，确认没电后，方可测量 回路电阻或通断情况。4在多个开关公用一面测控盘的盘后进行工作时，看错位置进行测量等工作误跳合开关或刀闸。1 .做好安全措施，将运行间隔挂布幔或做好明显标志；2 .看好接线位置，进行测量；3 .必须一人操作，一人监护，确认无误后再测量。5在多个开关公用一面测控盘的盘后进行工作时，看错位置进行测量等工作造成运行开关CT开路、PT短路或误发信号。1 .做好安全措施，将运行间隔挂布幔或做好明显标志；2 .看好接线位置，进行测量；3 .必须一人操作，一人监护，确认无误后再测量。6CT接线或极性使用错误，造成测量数据错误。1.加强专业培训

36、，了解测量 CT极性接线原则，全部以流出用线为正。2.加强送电后测量数据分析， 发现数据错误及时查找原因。3.对于使用两相电流（如10KS的测量回路尤其要注意接线方法。7电流IA' IB' IC'间连接片未连接或与电流N回路未连接，造成 CT开路。送电前将电流 ABC三相连接片打开，认真测量A BC三相对N回路盘上盘下接触电阻；8电压回路相序错误或缺相， 造成测量数据错误。1.力口强专业培训，了解功率计算方法（两表法、二表法）2.加强送电后测量数据分析， 发现数据错误及时查找原因。9信号接点用反或接线错误造成信息不能正确显示。对信号回路各环节进行检查，查找分析错误原因。

37、10CT绕组使用错误，误将保护 CT绕组接入测量回路。1 .检查CT试验报告，核对测量用二次绕组是否为0.5级或以下；2 .加强送电后测量数据分析，发现数据误差大及时查找原因。11在PT二次回路进行加电压试验时，造成PT二次向PT一次反送电。在PT二次回路进行加电压试验前，将电压回路的连接端子打开。7.10 五防系统接入:序号危险点防范措施1在进行五防逻辑测试时，“五防允许”后 监控误点“执行”命令造成开关或刀闸动 作。进行试验前，检查所后力闸控制电源拉开，开关打“就地”位，控制屏分、合闸压板打开；2因五防机变比等参数设置错误，造成五防遥测数据显示错误。与监控系统数据进行核对，及时发现问题。3在进行五防开关、刀闸对位试验时，未对每个遥信进行开断试验，造成信号显示错误。对每个遥信要进行开断试验，保证五防机信息的正确显示。7.11 旧控制屏、保护屏、测温屏等拆除:序号危险点防范措施1在电缆层或电缆沟内撤旧电缆时，不认真撤旧电缆时必须认真仔细， 必须看到旧核对电缆，剪错电缆，造成运行开关或刀闸误动。电缆的一端后方PJ切断旧电缆。2微机自动化系统改造，在老盘撤旧电缆 时，电缆没解干净或不认真测电位，造成 误短接运行开关跳闸线造成误动。1 .微机自动化系统改造必须对旧电缆两端查线确认后解开， 然后分别用力用表交直流档测量所有接线端子；2 .对有电的必须先确认电缆对侧