电站水轮机调速器规程

电站水轮机调速器规程（共6篇）（共6篇）

1.电站水轮机调速器规程 篇一

GYT型高油压

可编程水轮机调速器说明书

一 概 述

GYT型高油压可编程水轮机调速器，是在先进而成熟的电子、液压技术的基础上，研制成功的水轮机调速器。它具有结构简单、运行可靠、性能优良、操作维护方便等突 出特点，是水轮机调速器更新换代的理想产品。

二 主要功能

·测量机组和电网频率，实现机组空载及孤立运行时的频率调节； ·空载时机组频率自动跟踪电网频率，便于快速自动准同期； ·手动开停机、增减负荷及带负荷运行；

·自动开停机，并网后根据永态转差率（bp）自动调整机组出力； ·无条件、无扰动地进行自动和手动的相互切换；

·液晶屏采集并显示机频、网频、导叶开度等调速器主要参数，以及手动、自动等运行 状态；

·通过按键及液晶屏整定、记忆并显示调速器的运行参数；

·检测到电气故障时，能自动地切为手动，并将负荷固定于故障前的状态；

·电控柜采用交、直流同时供电。任一种电源消失后调速器仍能运行。但如果厂用直流 消失，调速器将不能进行手自动切换和紧急停机。

三 电气部分的主要特点

·采用可靠性极高的可编程（PLC），体积小，抗干扰能力强，能适应恶劣的工业环境，平均无故障时间达三十万小时以上；

·采用内部测频方式，可同时满足适时性和测频精度的要求，机频故障时可自动地切为 手动；

·调节规律为 PID 智能控制，具有良好的稳定性及调节品质；

·具有可扩展通讯接口，通过外挂通讯模块与上位机通讯十分方便（外挂通讯模块需单 独订货）。

四 机械液压部分的主要特点

· 采用了电液比例随动装置、高压齿轮泵等现代电液控制技术，具有优良的速动性及稳 定性，工作可靠，标准化程度高。

· 工作油压提高到16MPa，减少了调速器的液压放大环节，体积小,重量轻，结构简单。· 采用囊式蓄能器储能，胶囊内所充氮气与液压油不直接触，油质不易劣化，氮气极少 漏失，不需经常补气,电站可省去相应的高压空气系统。

·液压缸（即接力器，下同）与回油箱分开安装，便于电站布置。·具有液压锁定装置，确保机组停机可靠。·可根据用户需要，设置两段关闭装置。

五 主要技术参数

比例系数P 1-10 积分系数I 0.5-20 s 微分系数D 0–5 s 频率给定ＦG 45Hz～55 Hz 功率给定ＰG 0～100％ 永态转差系数bp 1～10％ 人工死区Ｅ 0～2% 机频、网频信号电压 AC 0.3～110 V 交流电源 AC 200 V 直流电源 DC 220 V 或DC 110 V 工作油压 16 Mpa 六 主要技术指标

转速死区ix ≤0.03％

静态特性曲线线性度误差 ＜5％

自动空载三分钟转速摆动相对值 ≤±0.15％ 不动时间Ｔq ≤0.2 秒

平均故障间隔时间 ≮8000h 时漂8h ≮0.1%，温漂每1℃ ≮0.01%，电压漂移在±10%Ur ≮0.05%。无事故连续运行时间 ≮30000小时

七、电气部分的构成和基本功能

调速器的电气控制柜位于回油箱上面，柜体设前门及左右门，便于调试和检修。电控柜 主要由可编程控制器(简称可编程或PLC)、频率信号接口板（简称信号接口板）、开关阀、液晶屏、电源系统等组成。

可编程由基本单元和模/数混合模块组成。上电后，可编程上的“POWER”红灯亮。正常 运行时，可编程上“RUN”绿灯亮。可编程基本单元的主要功能是程序执行，信号的输入、输出，以及系统监控等。它的输入点和输出点均有相应的指示灯。

信号接口板用于对机频、网频信号进行预处理，以向可编程提供频率测量所需的信号。液晶屏采集并显示调速器和机组的主要参数及运行状态。通过按键可整定并记忆调速器 的调节参数，并把修改后的参数送给可编程。

电源系统由交流开关、直流开关、变压器、电源转换模块和三个开关电源组成。厂用交 流通过变压器后和厂用直流一起经过电源转换模块再送给开关电源和可编程。厂用直流220V 不经过直流开关直接供给紧急停机电磁阀和手自动切换阀回路。空气开关除了具备开、关电源的作用外，还具备过流保护功能。

八、面板显示及操作

面板显示及操作见提供的显示屏操作手册

九、机械液压部分的构成和基本功能 1，防泄露电磁换向阀

采用二位三通换向阀，是电液转换的核心元件，根椐信号控制液压缸动作。

2，大波动操作阀

当电网波动时，此时换向阀动作，液压缸快速动作

3，紧急停机阀

紧急停机阀采用二位四通电液换向阀。正常情况下，紧急停机阀处于复归状态，油路不 通；紧急停机时，控制液压缸紧急停机。该阀两端有手动应急按钮，在无直流电源等情况下，可直接用手操作。

4，液压缸

两个液压缸通过控制环驱动导水机构。

5，位移传感器

位移传感器用于将液压缸的机械位移（0-100%）转换成相应电气信号（约0-10V），反馈到电气部分。

6，液压锁锭装置

液压锁锭装置由锁定电磁阀及两个液压锁定阀组成。锁定电磁阀解除时，液压锁定阀为 一通路，不影响液压缸动作；锁定电磁阀投入后，液压锁定阀为一单向阀，不影响液压缸的 关机动作，但液压缸全关后即不可能开机，起到了锁定作用。

7，两段关闭装置

两段关闭装置由行程阀、单向节流阀和可调撞杆组成。其功能是在液压缸关至整定位置时，使液压缸关机速度因节流阀而减缓，实现两段关闭。第二段关闭速度由单向节流阀调整拐点位置由可调撞杆调整。

8，回油箱

用于贮存液压油，并作为调速器电控柜及控制阀组的安装机体。

9，电机及油泵

电机及高压齿轮泵用于供给压力油。

10，安全阀

安全阀在油泵出口处，当系统油压高于额定油压而油泵仍在工作时，可将油泵输出的高 压油直接排入油箱。调整阀内弹簧的预压量可整定其动作值。

11，蓄能器

囊式蓄能器是一种油气隔离的压力容器，钢瓶内有一只丁晴橡胶囊，用来贮存氮气，压 力油进入钢瓶后，压缩囊内的氮气，从而存储能量。

12，单向阀

用于防止油泵停止工作时压力油倒流。

13，吸油滤油器

安装在油泵吸油口上，以阻拦较大的机械杂质，保护油泵。

14，滤油器

安装在油泵出口，提高压力油的清洁度，保证系统可靠工作。

15，电接点压力表

当油压下降或上升到整定值时，相应的接点闭合，将讯号发送给油泵电机控制柜，开启 或关闭油泵。压力表

用于观察主供油阀后的系统压力。

十 机械部分的安装 GYT型高油压可编程水轮机调速器柜体及液压缸在电站布置灵活，不受任何限制。

液压缸为两个HSGF 系列双作用单活塞杆工程用液压缸，活塞杆联接方式为外螺纹。安装图参见附图。

1，电气部分的安装

1．1 电柜的安装

电柜柜体用螺钉固定在油箱上；电磁阀、电液换向阀及压力继电器的插头分别插在相应阀体的插座上。

1．2 位移传感器的安装及连接

位移传感器安装于液压缸上，安装时应使其钢丝绳的运动与活塞杆平行，以尽可能正确 地反映液压缸的位移，位移传感器与电柜的连接采用多芯屏蔽线。

1．3 对外配线

调速器对外接线端子排的定义见端子接线图。

为避免干扰，从PT 引来的机频、网频信号应用屏蔽线接入；不同电压等级的信号必须用 不同的电缆布线。“开机”、“停机”、“并网”、“增”、“减”是远方的控制命令。当远方发出某个命令且调速器处于自动工况时，调速器将执行该命令。“机频”、“网频”是机频、网频信号的输入端子，须用屏蔽线将PT（电压互感器）上的信号接入。“AC220V”、“DC220V”是厂用交流电和厂用直流电的输入端子，须注意DC220V 的正、负极应与端子保持一致，否则会烧毁紧急停机电磁阀和手自动切换阀上的续流二极管。“紧急停机”是外部紧急停机令的输入端子。“紧急停机复归”是外部紧急停机复归令的输入端子。“故障报警”是一对空接点，其容量为5A、28VDC 或5A、220VAC。机械液压部分的调整

2.1, 确保液压系统的清洁

污染是导致液压系统故障的主要原因。污染可加速液压元件的磨损，导致其性能下降； 堵塞阀的间隙和孔口，引起阀的故障。因此，严格控制液压系统的污染是提高调速器动作可 靠性的重要保证。

各液压管道和部件在组装、充油前要反复清洗，严防金属屑、密封材料碎屑等机械杂质 和水分混入液压油中。新油须经仔细过滤后，才可注入油箱中，在调速器运行初期应随时检 查滤油器，发现堵塞及时清洗或更换。

注意保持液压系统的密封性，防止灰尘、昆虫、水和其他杂物混入。

2.2 注油和充气

将过滤后的清洁油注入油箱，使油面处于规定范围。蓄能器内的氮气是用随机提供的充氮工具充入的。充气时，先将蓄能器顶部螺帽旋下，把充氮工具螺口1 旋上，然后将充氮工具螺帽２与高压氮气瓶口相联。顺时针旋转充氮工具的旋阀３，顶开蓄能器气门芯，然后打开氮气瓶的阀门充气。观察压力表４上的压力值，当压力值在氮气瓶的阀门关闭后达到额定值时，即可停止充气。逆时针旋转充氮工具的旋阀３至上止点，拆下充氮工具，旋上蓄能器顶部螺帽，就完成了充气过程。如果充气压力过高，可通过旋塞５放气。(见充气图)2．3，低油压时的调整

ａ 认真检查各部件的安装、联结是否符合要求，比例阀、手动阀等是否处于中位，手自 动切换阀是否处于手动位置，紧急停机阀是否处于复归位置。

ｂ 开启油泵，使油压升至12MPa，缓慢打开主供油阀，观察各充油部件及油管有无振动 和渗漏，并作相应处理。

ｃ 用手动操作阀在小范围内反复操作液压缸，逐步扩大至全行程，以排除各充油部件及 管路中的空气。操作时应注意随时保持油压。

ｄ 反复手动操作后，将油压升至额定工作油压，油泵投入自动。

2．4 额定油压下的调整

ａ 密封性检查

在工作油压下，用手动操作阀反复操作液压缸在全行程范围内运动，再次检查充油部件密封性，并作相应处理。b 开关机时间的调整

手动将液压缸开到全开，然后通过应急按钮手动操作紧急停机阀，使液压缸全速向关机侧运动，用秒表记下此时的关机时间，并调整与液压缸开机腔相连的单向节流阀，使关机时间达到要求值。调速器切自动，不输入机频信号，在触摸屏上设置开限值为“99.99 % ”发开机令，此时液压缸将全速开到全开，用与液压缸关机腔相连的单向阀调整开机时间。注意调整完后将开限恢复原值。C 两段关闭装置的调整

如调速器具有两段关闭装置，则应在上述调整完成之后投入并进行调整。拐点位置由可调撞杆位置整定,第二段关闭时间由单向节流阀调整，逆时针旋转节流阀旋钮, 可开大节流阀,缩短关机时间；反之则延长关机时间。电气部分的调整

首先仔细检查外部配线是否准确无误，厂用交、直流供电是否正常。如一切正常，即可 合上电源开关给调速器供电。上电后调速器处于手动状态。将液压缸手动关到全关，调整位移传感器的安装位置，使其中抽头上的输出电压在0.2～0.6V 之间。然后调整综合放大板上的调零电位器，使液晶屏上的导叶开度为0.40(％)；再将液压缸手动开到全开，调整综合放大板上的调幅电位器，使导叶开度为99.6(％)。用手动操作使液压缸在全行程范围内运动，此时导叶开度将相应变化。如开度变化方向与液压缸运动方向相反，则应将位移传感器连在“+12V”和“GND”上的接线对换。入。

十一、运行、维护及注意事项

1、运 行

手动运行时，电控柜不起控制作用，但运行人员可以从面板上观察调速器所处的状态及 机频、开度等。开停机、增减负荷等操作，均由手动操作阀完成。若机组带固定负荷在手动 工况下运行时间较长时，也可操作锁定投入按钮将锁定投入，以防止机组过负荷。调速器在手动工况稳定运行且无电气故障时，可操作切自动按钮将调速器切为自动工况。自动工况向手动工况切换，可随时用切手动按钮无条件、无扰动地进行。“并网”信号在并网运行时必须保持，通常由油开关重复接点发出。“并网”信号消失或接触不良，调速器都判断为甩负荷，将液压缸关回空载开度。“停机”令信号级别最高，自动运行工况时，只要接到“停机”信号，调速器都将把液压缸关至全关位置。自动开机时，“开机”令必须保持10 秒，否则调速器将认为开机不成功，将液压缸关至全关。开机、停机、并网、带负荷等操作参见充水后试验。

2、维 护

2．1、电气部分的维护 由于采用高可靠性的PLC 和设计合理的外围电路，电控柜故障率较低，无须日常维护。大修时应检查接线是否松动并彻底清除积尘，还可视情况按照“试验”一节进行必要的调速 器试验。

电接点压力表的接点用久后易氧化发黑，影响使用，应及时予以更换。

2．2、机械部分的维护

运行中应注意保持调速器用油的清洁，以保证调速器能正常、可靠地工作。吸油滤油器 和压油滤油器应定期清洗或更换。调速器所用液压油应定期检验，不合格时应及时处理或更 换。

蓄能器具有良好的密封性。为防止个别胶囊或气门芯有漏气现象，影响正常运行，在使 用初期应进行必要的检漏。在调速器没有明显泄漏的情况下，油箱内的油位如有不正常的下 降，即可判断蓄能器可能有漏气现象。检漏时，将蓄能器内压力油全部排空，然后接上充氮 工具，由其压力表观察囊内压力是否降低。如压力下降，则表示有漏气现象，须作相应处理 并进行补气。蓄能器皮囊和高压软管为耐油橡胶制品，使用寿命约3-5 年，应定期更换。

十二、注意事项

· 空载开限可以限制空载时导叶开度不超过该值。若开机时发现机频升不到50Hz，可 将空载开限加大。

· 功率开限可在0-99.99%之间任意设定，以限制导叶的最大开度。若自动运行时机组 负荷不能继续增加，应先检查是否已达到功率开限，并作适当调整。· 若有电气故障，则调速器将不可能切为自动。

· 人工死区E 为0 或者太小，并网后液压缸会因网频的波动而频繁调节；永态转差系数 bp 为1 或者太小，并网后机组负荷会因网频的升降而明显变化。

· 导叶开度零位调整时，不要将开度指示调整成0.00(%)，要比0.00 稍大一点，以使

自动停机时液压缸能关到全关位置；调整全开位置时，不要将开度指示调整为99.99(%)，要 比99.99(%)稍小一点，以使液压缸能开到全开位置。

· 手动运行时发“停机”令，调速器不会关机，而只能手动关机。

· 做模拟开机试验时，不可向调速器机频端送入50Hz 或大于50Hz 的频率信号，否则调 节输出不会增大，液压缸不会开启。

· 调节参数修改时，如超越其允许范围则修改无效，参数将自动回到默认值：P=3，I=0.15，D=1，bp=6%，E=0.4%。

· 紧急停机电磁阀不能长期带电，以免烧毁。

· 机频故障信号仅在并网工况中反映机频信号消失故障。

· 若调速器测不到网频，或测得的网频在45Hz-55Hz 范围以外，则调速器自动置网频 为50Hz,液晶屏上显示网频50.00Hz。也就是说，网频故障不影响调速器正常运行。· 插拔电气元器件时应先断电，否则会损坏元器件

· 自动停机时，在机组停稳之前，调速器液晶屏上会提前显示机频为零。手动停机时，机组停稳之后，液晶屏还会显示一个很低的机频值。这时只要将调速器切为自动，机频便会 显示为零。

注：本说明书插图及附图如有与产品不同之处，以产品随机图纸为准。_

2.电站水轮机调速器规程 篇二

冲击式水轮机是借助于特殊导水机构引出具有动能的自由射流, 冲向转轮水斗, 使转轮旋转做功, 从而完成将水能转换成机械能的一种水力原动机。冲击式水轮机调速器技术是实现水轮机调节和响应的控制机构和指示仪表等组成的若干个装置的集合体, 是保证水电站进行生产的重要组成部分。面对全新的发展形势, 实现该项技术的创新发展势在必行, 作者现以冲击式水轮机调速器技术发展历程为研究视角进行详细阐述, 希望为我国水电事业的稳固发展贡献力量。

1 工程项目简介

对我国水电站冲击式水轮机调速器技术发展历程的研究, 必须选取具有代表性的研究对象, 为保证该项研究的准确性, 作者以云南某发电厂为研究对象进行阐述。现将云南某发电厂的系列特征阐述如下:

云南某发电厂位于中国大西部的滇东北高原, 是我国第一座高水头、跨流域开发的梯级水电站, 国家“一五”期间的重点建设工程之一, 云南某水电厂在冲击式水轮机调速器技术的应用上一直处于我国的前列, 是我国水电事业发展的缩影。改水电厂是三级和四级引入式高水头水电站, 设计水头的高度是590 米, 在电站内部安装了四个冲击式横轴水轮发电机组, 每一个发电机组的容量是36MW, 检查干初期开始进行隐藏性, 到20 世纪九十年代末期进行了更新改造, 将原有的八个进口处的调速器应用具有国际先进水平的CJT-100-W型号冲击式水轮机调速器进行替换, 在机组运行过程中将双微机、电液转换器的工作原理进行有效运用。21 世纪初期, 该电站针对冲击式水轮机调速器技术进行了第二次全面更新, 在改造过程中将原有的调速器全部转换为CJT4/1 型冲击式水轮机调速系统, 在施工过程中有效将电液比例和可编程掉节气以及插装阀等先进技术进行整合。云南某水电厂在不同历史时期针对调速器技术的改革和更新实践全面体现了我国冲击式水轮机调速器技术的演变历程[1]。

2 冲击式水轮机发展概述

2.1 冲击式水轮机特点

冲击使水轮机具有水头较高、压力钢管比较长、机组运行过程中的力矩非常小的特征。所以, 在机组运行过程中必须拥有超强自动调节功能的喷针作为保障, 同时必须同时安装折向器, 当机组的实际负荷超出规定量时, 折向器必须在第一时间内对水流进行阻断, 使水流不再进入水轮机, 避免水锤压力与机组转数之间产生不可调节的矛盾。

2.2 调速器演变历程

20 世纪90 年代, 云南某水电站已经投入运行数十年, 伴随生产需求的变化和间的流逝, 原有的冲击式水轮机械液压调节器开始出现老化的现象, 与此同时计算机技术开始全面渗透到社会生产生活的各个领域, 原有的调速器被先进的计算机控制系统所取代。1994年, 改革开放取得阶段性进展之际, 云南某水电站在国家电力部门的指导和支持中, 与长空所结成科研立项联盟, 将开发具有国际领先水平的捷克调速器作为主要研究对象。在国家电力部门和云南某水电站的不懈努力之下, 历时两年光阴, 1996 年我国第一台完全有电子计算机进行控制管理的冲击式水轮机调速器诞生, 并在同年开始进入实践应用当中, 经过两年的实践经验积累, 相关专家学者倾注大量心血汗水, 1998 年云南某水电站的调速器全部更新还贷成功。冲击使水轮机调速器的这一次创新具有历史意义, 在我国水电事业的发展历程中留下了浓墨重彩的一笔。该项技术创新在世界范围产生的重大影响, 其主要由四方面体现技术的时代特征:一是在技术上拥有两个计算机控制体系;二是拥有五个双锥式的点液转换系统;三是五个关键配压阀设备共同工作;四是五个电子转移传感器共同实现操作运行[2]。

2.3 双可编程调速器演变历程

伴随社会的全面进步, 现代化建设对水电站的生产质量、生产安全提出了更高的要求, 水电站形成集中化的管理模式成为水电站发展的必然趋势, 为了全面升级生产质量和生产效率, 云南某水电站于2009 年开始对冲击式水轮机调速技术进行了第二次技术改革, 在以往的基础上, 根据科学技术的发展实际, 将原有调速器进行了全面更新换代, 此次技术革新使得水轮专用调速器得以使用。更新之后的调速器控制体系更具现代化和智能水平, 在体系设计上将直联模式理念全面应用和推广, 四个电液随动体系的设计、一个开关量化管理体系的集中最大化保证了波动降低和平稳性良好。在机组运行过程中, 能够实现全面的智能化管理, 当水轮机的实际负荷量超出预期负荷量的情况出现, 管理系统将会第一时间发出信号, 应用最快的信息传递功能将信号传输给管理系统, 管理系统根据信号反馈处理方式, 将机组运行中的事故率降到了最低, 全面保证了水电站生产过程中的效率和安全性[3]。

3 冲击式水轮机调速器发展技术研究

根据前文中作者对云南某水电站在不同历史阶段应用的调速器方案和实践经验, 纵观我国水电厂的生产工作实际情况, 可以发现冲击式水轮机调速技术具有以下特征:

第一, 在实现电气的控制技术上, 均采用计算机控制系统急性辅助, 保证测频、调节等工作不受人为因素的影响, 实现各项工作能够在预期的运行轨迹有效地、安全地运行, 时刻处于最佳工作状态, 进而提高了整体运行上的安全可靠。

第二, 在系统设计上采用先进的直连系统方案设计, 在喷针的控制技术上采用比较先进的电液随动控制系统进行科学比例化的控制模式, 有效实现应用计算机技术对PID信号进行高效率、高精准度的接受动作;折向器的控制是建立在转速判断和开停机状态分别量化控制的基础上的全新控制模式[4]。

第三, 针对喷针的控制手段主要采用一个控制阀控制一个喷针的形式, 避免控制交错复杂状况, 实现了多个喷嘴系统产生的多种子液压控制体系区分对待的管理模式, 各个喷针的出力系统由计算机电气回路进行精确配置。

4 结束语

现阶段, 伴随科学技术的不断进步, 我国水电站冲击式水轮机调速器技术取得了长足的发展, 为我国水电事业的进步奠定了坚实的基础。希望通过文章的阐述, 能够使电力系统部门和水电站了解冲击式水轮机调速技术的发展历程和技术特征, 在日后的生产实践中, 变革传统观念, 创新工作思路方法, 全面提高该项技术的发展步伐, 为我国现代化建设贡献更加卓著的力量。

摘要：伴随社会的全面发展以及现代化建设进程的加快, 电力行业得到了稳固发展。水电是电力生产的重要组成部门, 为社会发展需要的电力资源贡献了不可忽视的力量。冲击式水轮机是水电站保持正常运行的重要环节, 伴随科学技术的不断发展, 高水头水电站应运而生, 与此同时, 冲击式水轮机开始呈现容量大增、喷嘴诸多的发展态势。为适应水电站技术不断更新的生产实际, 对传统的冲击式水轮机调速器技术进行整理和回顾是促进水电站新发展的毕经之路, 希望通过文章的阐述, 对冲击式水轮机调速器技术的改进、创新提供借鉴。

关键词：水电站,冲击式水轮机,调速器

参考文献

[1]潘熙和, 王丽娟.我国水轮机调速技术创新回顾与学科前景展望[J].长江科学院院报, 2011, 10 (10) :221-226.

[2]叶章可.冲击式水轮机调速器调节方式探析[J].电子世界, 2014, 16:458.

[3]万有奎.中小水电站水轮机调速器技术改造方案研究[J].电子技术与软件工程, 2014, 5 (15) :138-139.

3.变电站运行规程 篇三

第一章 总则

第一节 本规程编写依据和适用范围 第一条 本规程依据：

1.部颁电力工业技术管理法规。

2.部颁电业安全工作规程《发电厂和变电所电气部分》 3.部颁电气事故处理规程。4.部颁电力变压器运行规程。5.部颁蓄电池运行规程。

6.部颁继电保护及自动装置运行管理规程。7.部颁电气设备预防性试验规程。8.省、中调、地调度规程。

9.其它有关规程制度技措及技术资料。第二条 本规程的目的：

1.为各变电站的值班人员规定出设备正常运行的方式。2.倒闸操作及事故处理的原则对现场运行值班工作起指导作用。3.对各变电站值班人员起技术培训作用。第三条 适用范围：

1.全体运行值班人员均应严格按照本规程之规定运行进行设备的运行、维护和事故处理工作。2.从事变电值班工作的人员有关工作时应按本规程执行。3.从事变电值班工作的新人员以及脱离变电站工作三个月，及以上的原值班员均需学习本规程并经考试合格后方可值班，本规程每年考试一次。

4.根据本站具体结线和设备情况编制“现场运行规程”并组织人员学习、考试。

5.本规程与上级有关规程、规定相抵触时，按上级规程、规定执行。第二节 对变电站及其设备的一般要求规定

第一条 变电站设备应清洁无锈蚀、无渗漏、场地应整洁无杂草。第二条 变电站值班人员不得私自对用户停、送电，威胁人身和设备安全者，可先停电，然后立即报告上级。

第三条 变电站的设备均应有正规、醒目的双重编号及明显标志。表示设备分合的指示器应清楚，并与实际位置相符，相序标志明显。第四条 进入主控室、配电室的电缆沟应严密封堵，门、窗应完整，防止小动物进入引起设备故障。第三节 季节性预防工作的一般要求规定

一、设备巡视检查周期：

1.交接班时必须对设备检查一次。

2.正常运行情况下，每日还应有至少4次的定时检查(10°、15°、19°、22°)夜间值班再进行一次夜巡。

3.特殊巡查：对气候变化、设备变更、节日放假、过负荷及运行异常时应适当增加巡查次数。4.变电站班长每周至少对本站设备全部巡查一次。5，设备专责人对所辖设备每月最少一次全面检查。

二、设备巡视检查项目：

1.瓷质表面应清洁，无破损、裂纹、无放电痕迹、无结冰情况。2.注油设备的油色、油位应正常，无渗漏，铁质外壳无变形或破损，吸潮剂无变色。

3.设备无异音、臭味、变色、发热、冒烟及其它异常现象。4.导线无过紧、过松现象，无落挂物、烧伤断股情况。接头应紧固，试温片不应熔化，雨天无水汽蒸发现象.接头及连接处温度不得超过70℃。雪天无融雪现象。

5.所有仪表、信号、指示灯、压板、插头、设备位置指示器应与运行要求相符。

6.变压器冷却装置是否正常。检查变压器的油温、瓦斯继电器的油面和连接的油门是否正常，防爆管的隔膜是否完整无损。

7.油开关安全阀是否良好，避雷针及其它架构，基础应无倾斜，地基无塌陷现象。设备外壳应接地良好，避雷器放电记数器是否动作。8.设备加热应按要求投解，分线箱门应关好，防止进水、潮气及小动物。

9.主控室、配电室、所用变室的门、窗、门栓应良好，照明应充足，温度<室内)要适宜。

10.蓄电池运行，单电池电压、比重应正常，温度要适宜，直流母线电压和浮充电流应符合要求。备用电池约放电电流要符合要求，维护直流母线电压要调整电池端电池电压调整器。

11.电缆有无渗漏油及其它异常情况，终端头接地应良好。12.对各级保险器应按规定要求定期检查安装，无熔断、松动或接触不良等情况。

13.转动设备音响正常，无轴承发热，碳刷冒火，温度应正常，整流继电器应完好无烧伤痕迹。

14.开关场地无杂物，下水道应畅通，设备及地基应无下沉现象，场地照明应良好。

15.各种标示牌和相色漆应明显、完整、齐全。16.机构拉杆无断裂，开关升降应完好，钢丝绳应完好。

17.保护压板不应松动，并符合运行要求，继电器无破裂和启封现象.18.二次设备编号应正确、完整，二次电缆的标志应明确。19.电磁机构的掉闸销子位置应合适.20.油开关及刀闸的闭锁销子应合适。

三、特巡检查内容：

1.节日期间对供城乡照明的线路及重大政治任务时应重点检查。2.雷暴雨时，检查电缆沟、主变排油池是否积水，门窗关闭严密和房屋渗漏雨情况，雷击后，检查瓷瓶、套管有无放电闪络痕迹，雷击计数器是否动作，并做好记录。

3.大风时检查避雷针、构架是否牢固，有无倾斜现象，场地有无易被砍起飞扬的物件，导线摆动及接头有无异常情况。

4.高温季节重点检查通风冷却设备是否正常，充油设备油位是否过高，各连接部分发热和示温腊片熔化情况，油温是否超过规定值，导线弧度下垂是否过大等情况。

5.寒冬季节检查小动物进入室内的措施是否完善，雪天检查各接触处应无溶雪现象，检查电缆盖板完好，电缆沟室入口处应隔堵严密，消防器具齐全完好。

第四节 倒闸操作的一般要求规定

第一条 倒闸操作必须严格遵守《电业安全工作规程》的有关规定。

第二条 拉、合刀闸前必须检查断路器(开关)确在断开位置，方可操作。

第三条 线路的倒闸操作：

1.停电时，应先断开关，后断刀闸(先断负荷侧刀闸，后断电源侧刀闸)。

2.送电时顺序相反，即先合刀闸(先合电源侧，后合负荷侧)后合开关。

第四条 主变停送电的倒闸操作原则；

1.三卷变压器：须按照先低、后中、最后高的原则停电，然后拉开三侧刀闸。送电顺序与此相反。

2.双卷变压器：先低后高的顺序停电，然后拉开两侧刀闸.送电顺序与此相反。

第五条 倒母线的操作：

1.倒母线操作时，应使母联的两侧刀闸及开关均合在合闸位置。2.检查欲倒母线电压正常。3.取下母联开关操作保险。4.依次先合、后拉欲倒刀闸。

5.若装有母差保护时，应遵守母差保护运行规定。

第六条 线路倒路，带路和并、解变压器前后，应检查负荷分配情况，倒路过程中应停用有关的重合闸。

第七条 互感器停电必须从高、低压两侧断开电源.(10KV以下的变压器和互感器停电须从高、低压侧均断开电源后，方可拔高压保险)。第八条 在倒闸操作中装设接地线，或合接地刀，不论何处均须验电，明确无电后方可进行。

第五节 新设备投运及设备检修后的验收

第一条 新设备安装或设备大修、改进后，在投运前，必须按有关验收规程进行验收，合格后方可投入运行。严禁三类设备投产。运行方面的验收由本站站长组织进行。

第二条 正常的设备检修，在投运前，值班人员应对设备检修项目、发现的问题、试验结果和遗留问题等情况进行检查、核实、验收、记录。验收工作由当值主值班员主持进行。第六节 事故处理的一般规定

第一条 变电站的事故处理属系统值班调度员领导，班长在处理事故中有权对有关人员发出指示，但不得与调度员的命令相抵触，必要时班长有权解除值班员职务，代行值班，但应立即汇报给当值调度员。第二条 在发生事故时，值班人员必须迅速、准确、全面地向值班调度员报告事故经过、保护、自动装置信号动作、仪表指示及设备外部象征，迅速而正确地执行值班调度员的一切命令，不得拖延。否则应负不执行命令的责任，批准不执行该命令的负责人也要负责。第三条 如信班员认为值班调度员的命令有错误时应予指出，并解释清楚，倘值班调度员确定自己的命令正确时，值班员立即执行。如果调度员的命令直接威胁人身或设备安全，则不得执行.值班员应把拒绝执行的理由讲清楚，并汇报有关领导，且将情况填写在记录簿上。

第五条 在发生事故时，值班人员必须遵守下列顺序消除事故： 1.根据表计和信号指示，自动装置、保护动作情况和事故的外部象征判断事故。

2.解除对人身或设备的威肋，必要时停止设备运行。

3.设法保持和恢复设备的正常运行，对未受损坏的设备进行隔离，保证其正常运行。

4.迅速进行检查和试验，判明故障的性质、部位和范围。5.对已明确故障点的设备进行必要的修理，在检修人员未到达前，值班员应立做好安全技术措施。

第六条 为了尽快消除事故，下列各项操作可不经值班调度员同意，而自行操作。但操作完毕后，应立即汇报调度值班员。1.将直接对人员生命有威胁的设备停电。2.将已损坏的设备隔离。

3.运行中的设备有受损伤的威胁时，根据具体情况将该设备隔离。4.尽快恢复(由下列原因造成设备停电时)供电(联络线除外)： A、明显的误操作 B、人员误碰

C、继电器本身造成的误动作(需采取相应措施)D、当母线电压消失时，将连接在该母线上的开关拉开。

上述A、B、C三项操作，当主值班员不在时由副值班员立即执行。第七条 发生事故时，如果值班人员与调度员之间通讯中断时，值班员可自行进行下列操作：

1.终端变压器事故停电后将备用变压器投入运行。

2.无重合闸的线路掉闸(联络线除外)或有重合闸但拒动时，应根据周波、电压及开关外部检查情况强送一次(有重合闸但调度命令停用的线路不得强送)。

3.中性点不接地系统(或经消弧线圈接地系统)先发现一相接地，又发生另一相接地致使两路送出线掉闸时，先送较次要出线，如仍接地应拉开再送较重要出线，此时如不接地或接地相与较次要线同相，则不再拉开，并将次要线送上。如接地相与较次要线路不同相，则较次要线路不得再送。第二章 变压器 第一节 运行方式

第一条 变压器在额定使用条件下，全年可按额定容量运行。第二条 油浸式变压器最高上层油温

当冷却介质温度下降时，变压器最高上层油温也应下降。为防止绝缘油加速劣化，自然循环变压器上层油温不得经常超过85℃。

第三条 变压器的外加—次电压可以比额定电压为高，但不超过相应分头电压值的15%。不论电压分头在任何位置，如果所加一次电压不超过相应额定值的5%，则变压器二次侧可带额定电流。有载调压变压器各分头位置的额定容量，应遵守制造厂规定，并在变电所现场运规(补充部分)中列出。

无载调压变压器在额定电压土5％范围内改变分头位置运行时，其额定容量不变，如为-7.5％和-l0％分头时，额定容量应相应降低2.5％和5％。

第四条 两台变压器并列运行必须满足下列条件： 1.绕组接线组别相同； 2.电压变比相等； 3.阻抗电压相等。

电压比不同(允许相差±0.5％)和阻抗电压不同(允许相差±10％)的变压器，在任何一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。变压器容量比超过3:1的变压器，一般不予并列运行。如经计算，在任一台都不会过负荷的情况下，可以并列运行。第六条 变压器允许在正常过负荷和事故过负荷情况下运行。第七条 正常过负荷值根据变压器的负荷曲线、冷却介质温度及过负荷前变压器所带负荷等来确定，按部颁《电力变压器运行规程》图1～9正常过负荷曲线运行。在变电所现场运规(补充部分)中，应根据本地年等值环境温度明确采用哪组曲线，并列出运行参照表(从附录D)选取，当环境温度超过35℃时，按图10～12曲线，参照表

2、表

3、表4运行。

第二节 变压器的正常运行和维护 第一条 变压器的检查与维护 第二条 变压器的定期外部检查项目：

1.油枕和充油套管的油位、油色应正常，且不渗漏油； 2.套管外部应清洁，无破损裂纹，无放电痕迹及其它异常现象； 3.吸湿器完好，干燥剂不应吸潮至饱和；

4.运行中的各冷却器温度应相近，风扇、油泵运转应均匀正常，无振动和异音；管道阀门关、闭正确； 5.变压器上层油温、绕组温度正常；

6.瓦斯继电器内应无气体，继电器与油枕间连接阀门应打开； 7.安全气道及保护膜应完好无损，压力释放器应完好； 8.引线桩头、电缆、母线(排)应无发热、松驰现象。

第三条 变压器的吸温器中干燥剂若吸潮至(或接近)饱和状态，立即进行更换。

第四条 运行中发现漏潜油泵有振动或磨损叶轮异音，应及时上报督促处理。

第五条 新装或检修后变压器投入运行前的检查：

1.各散热器、油再生器(净油器)及瓦斯继电器与油枕间阀门开闭应正常； 2.要注意完全排除内部空气，如高压侧套管与法兰升高座，变却器顶部和瓦斯继电器，强油循环风冷变压器在投运前应启用全部冷却设备，使油循环运转一段较长时间，将残留气体排出，如轻瓦斯连续动作，则不得投入运行；

3.检查分接头位置正确，并作好记录；

4.呼吸器应畅通，油封完好，硅胶干燥不变色，数量充足； 5.瓦斯继电器安装方向，净油器进出口方向，潜油泵、风扇运转方向正确，变压器外壳接地、铁芯接地、中性点接地情况良好，电容套管接地端应接地良好，电压抽取端应不接地。

第六条 变压器的投运和停运 值班人员在变压器投运前应仔细检查，并确认变压器在完好状态，具备带电运行条件。对长期停用或检修后的变压器，还应检查接地线是否拆除，所拆连结导线是否恢复正常；核对分接开关位置应正确，且三相一致。

第七条 新安装、长期停用或检修后的变压器投运前，应用250伏摇表测量绝缘电阻，其值不应下降至初始值的50％及以下，否则应进一步试验，合格后方可投运。

第八条 新投运的变压器必须在额定电压下做冲击合闸试验，新安装投运冲击五次；更换线圈大修，投运冲击三次。

第九条 变压器投运或停运操作顺序应在变电所现场运行（补充部分）中加以规定，并须遵守下列各项：

1.强油循环风冷变压器投运前应先启用冷却装置； 2.变压器的充电应当由装有保护装置的电源侧进行； 第十条 在中性点直接接地的系统中，投运和停运变压器时，在操作前必须先将中性点接地，操作完毕按变压器中心点固定接地方式执行。

第十一条 采用胶囊袋的油枕全密封变压器在油枕加油时，应将胶囊外面与油枕内壁间的空气排尽，否则会造成假油位及瓦斯继电器误动等情况。

第十二条 要防止变压器停运及冬季低温时，油枕油位过低，低于油箱平面，致使空气侵入变压器内。

第十三条 运行中不得随意打开各种放气阀及破坏密封，当发现有异常的增高或溢油时，应经许可后采用破坏密封的办法暂时解决。第十四条 无载调压变压器，当变换分接头位置时，应正反方向各转动五周，以消除触头上的氧化膜及油污，同时要注意分头位置的正确性。变换分头后应测量线圈直流电阻及检查锁紧位置，并对分头变换情况作好记录。对运行中不需改变分头位置的变压器，每年应结合预试将触头正反向转动五周，并测量直流电阻合格，方可运行。第三节 有载调压开关的运行和维护

第一条 值班员可以根据调度下达的电压曲线，自行调压操作。操作后认真检查分头动作和电压电流变化情况，并作好记录。一般平均每天分头变换次数为：110KV电压等级为20次，220KV电压等级为10次，每两次间隔不少于3分钟（每调一个分头为一次)。

第二条 当变压器过负荷1.2倍及以上时，禁止操作有载开关。第三条 运行中调压开关重瓦斯应投跳闸。当轻瓦斯信号频繁动作时，应作好记录，汇报调度，并停止调压操作，分析原因及时处理。第四条 有载调压开关应每三个月取油样进行试验，其耐压不得低于30KV，当油耐压在25～30KV之间，应停止调压操作；若低于25KV时，应立即安排换油。当运行时间满一年或切换次数达4000次时亦应换油。

第五条 新投入的调压开关，第一年需吊芯检查一次，以后在变换次数达5000次或运行时间达3年者，应将切换部分吊出检查。第六条 两台有载调压变压器并列运行时，允许在变压器85％额定负荷下调压，但不得在单台主变上连速调节两级，必须一台主变调节一级完成后再调节另一台主变，每调一级后检查电流变化情况，是否过负荷。对于降压变应先调节负荷电流大的一台，再调节负荷电流小的一台；升压变与此相反。调整完毕应再次检查两台主变分头在同一位置，并注意负荷分配。

第七条 变压器有载调压开关巡视检查项目： 1.电压表指示应在变压器规定的调压范围内；

2.位置指示灯与机械指示器的指示应正确反映调压档次； 3.记数器动作应正常，并及时做好动作次数的记录； 4.油位、油色应正常，无渗漏； 5.瓦斯继电器应正常，无渗漏。第八条 有载调压开关电动操作出现“连动”(即操作一次，调整一以上分头)现象时，应在指示盘上出现第二个分头位置后立即切断驱动电机的电源，然后用手摇到适当的分头位置，并通知维修人员处理。第四节 变压器异常运行和事故处理第一条 值班人员在变压器运行中发现有任何不正常现象(如漏油、油位变化过高或过低、温度异常、音响不正常及冷却系统异常等)时，应立即汇报当值调度员和工区等部门，设法尽快消除缺陷。

第二条 变压器有下列情况之一者，应立即停下处理； 1.变压器内部音响很大，很不正常，有爆破声；

2.在正常负荷和冷却条件下，变压器油温不正常并不断上升； 3.储油柜或安全气道喷油；

4.严重漏油使油位下降，低于油位计的指示限度； 5.油色变化过甚，油内出现碳质等； 6.套管有严重破损和放电现象。

第三条 变压器油温的升高超过允许限度时，值班人员应判明原因，采取措施使其降低。检查工作主要有：

1.检查变压器负荷和冷却介质温度，并与同一负荷和冷却条件下应有的油位核对； 2.核对温度表的指示； 3.检查变压器机构冷却装置；

4.若温度升高是由于冷却系统的故障，且在运行中无法修理者，立即将变压器停运修理；如果运行中可以处理应作好所有措施(包括限制负荷，投入备用冷却装置等)，若发现油温较同一负荷冷却条件下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而冷却装置正常，温度计正常，则认为变压器内部发生故障，应立即将变压器停下修理。

第四条 变压器开关跳闸和灭火。

1.变压器保护动作使开关跳闸后，如有备用变压器，应迅速将其投入。然后查明保护动作情况，和在变压器跳闸时有何种外部现象(如外部短路，变压器过负荷，保护二次回路故障及其它)。如检查结果证明变压器开关跳闸不是由于内部故障所引起的，则变压器可不经外部检查，征得当值调度员同意后，重新投入运行。否则须进行检查、试验，以查明变压器跳闸的原因，若变压器有内部故障象征时，应进行内部检查。不经查明原因，排除故障，不得对变压器送电。2.变压器着火时。应首先断开电源，停用冷却器，迅速进行灭火。若因油溢在变压器顶盖上而着火时，则应打开下部油门放油至适当油位；若是变压器内部故障而引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸。

如有备用变压器，应将其投入运行。第三节 刀 闸

第一条 刀闸的操作方法：

1.无远方控制的刀闸，操作时眼睛要看刀闸，以检查动作及位置是否正常；

2.必须正确使用防止误操作的闭锁装置； 3.手动操作，合闸时应迅速准确，但亦不宜用力过猛，以防震碎瓷瓶，合上后看三相接触情况。合闸时如发生电弧应将刀闸迅速合上，禁止将刀闸再行拉开。拉刀闸时应缓慢而谨慎，刚拉开时，如发生电弧应立即反向量新将闸刀合上。分、合闸操作终了，机构的定位闭锁销子必须正确就位；

4.电动操作，必须确认操作按扭分、合标志，操作时看刀闸是否动作，若不动作要查明原因，防止电动机烧坏，操作后，检查刀片分、合角度是否正常；

5.带电接地刀闸的刀闸，主刀闸与接刀闸间装有机构闭锁，只能合上其中一种闸刀。但在主刀闸、接地刀闸都在分开位置时，相互间无闭锁，这时注意，不可错合闸刀，防止事故发生。

第二条 倒母线操作时，应先将母联开关合上，改为非自动，并将该母线的母差保护的刀闸合上。

第三条 刀闸操作时，应检查其辅助开关接点的切换是否可靠、正确，有否造成装置误动的可能。

第四条 刀闸及引线接点温度不得超过70℃，接点发热应及时采取减负荷或转移负荷措施。

第五条 发现刀闸支持瓷瓶有裂纹不坚固等会影响操作的情况，则禁止对刀闸进行操作。

第四节 耦合电容器、高频阻波器第一条 由耦合电容器、结合滤波器、高频电缆，高频收发讯机、阻波器等组成电力线路载波通道，供载波通讯及高频保护用。

运行中发现耦合电容器有渗漏油现象，应停用调换。

第三条 运行中应注意检查阻波器接头有否松动发热和放电现象。第四条 运行中检查结合滤波器接地小刀闸是否已拉开。第五节 电力电容器

第一条 电容器允许的过电压和过电流值应按制造厂规定并列入变电所现场运规(补充部分)中。

第二条 电容器正常运行时的检查项目：

1.套管和支持瓷瓶应完好无裂纹和放电痕迹，熔丝完好； 2.应无渗漏油，电容器壁鼓肚有异常响声； 3.导电回路接头应紧固无松动发热等现象；

4.电容器室温度(环境温度)和外壳温度按制造厂规定并订入变电所现场运规(补充部分)中。

第三条 电容器有下列现象时应断开其电源，汇报当值调度员及工区：

1.套管破裂，外壳破裂大量漏油或有昌烟现象； 2.外壳明显鼓肚，熔丝连续熔断； 3.支柱瓷瓶或其他设备炸裂损坏。

第四条 电容器电流保护动作掉闸后，应经检查良好方可再送电，熔丝熔断后应对电容器进行检查，如电容器损坏应拆换后，才能投运。第五条 电容器开关分合之间至少应相隔5分钟，对电容器进行停电工作时应事先进行充分放电。

第六条 YL型电容器为氯化联苯浸渍，当电容器爆炸或破裂时应将室内残留气体排尽，工作时应载手套和口罩，防止直接接触浸渍液。第七条 要监视电容器的三相电流应平衡，各相电流差不超过5％。第八条 当电容器组所在母线无电时，电容器低压保护应将动作电容器开关跳闸，若开关未跳、值班员将其拉开。恢复送电时，选送各回出线，后再将电容器投入。第二节 变压器保护

第一条 变压器一般设有下列保护：

1.瓦斯保护：反应变压器本体内部故障和油面降低。轻瓦斯动作信号，重瓦斯动作于总出口，跳主变各侧开关；

2.纵差保护；反应变压器绕组和引出线的相间短路，中性点直接接地侧的接地短路。以及绕组的匝间短路，保护动作于总出口，跳主变各侧开关；

3.零差保护：反应中性点直接接地侧的单相接地短路故障，作为纵差保护的辅助保护。如纵差保护对单相接地短路灵敏度足够，零差保护不投跳闸，可只投信号或停用；

4.复合电压闭锁过电流保护(或过电流保护)：反应外部相间短路引起的过电流，并作瓦斯保护和纵差保护的后备保护；

5.零序过流保护：反应中性点直接接地侧外部单相接地短路引起的过电流； 6.过负荷保护：反应对称过负荷，动作于延时信号；

7.有载调压开关瓦斯保护：反应调压开关内部故障和油面降低，轻瓦斯动作发信号，重瓦斯动作于总出口。

第二条 新装或大修后的变压器投运，差动保护必须进行空载冲击合闸试验，确证情况良好(新装投运冲击五次，更动线圈大修投运冲击三次)。冲击试验时，纵差和重瓦斯保护均应投跳闸。

第三条 新装或差动CT二次回路经过变动以及经过校定的变压器差动保护，必须进行带负荷试验。试验时，将差动保护停用(此时重瓦斯必须投跳闸)，试验合格，方允许将差动保护正式启用。第四条 试验发现差动继电器不平衡电压高于150mV或有突然升高的变化时，差动保护不得投运。

第五条 变压器运行时，纵差与重瓦斯保护均应投跳闸。

如因工作需要将重瓦斯退出跳闸位置时，必须经局总工批准和调度许可。纵差与重瓦斯不得同时退出运行(跳闸位置)。

第六条 变压器在运行中进行加油、滤油、换硅胶：为检查油路系统故障而需打开放气阀、放油阀，开闭瓦斯继电器连接管阀门，检查畅通呼吸器或其它有关工作时，须先将重瓦斯改接信号，待工作结束后，变压器中空气排尽，一般在24小时内无信号发出，再从信号改投跳闸。

第七条 新装及大修后的变压器，在投入运行时，必须将空气排尽，在带负荷24小时之内无信号示警发生，方可将瓦斯保护从信号改投跳闸。第八条 备用变压器，瓦斯保护应投信号，监视油面。第三节 母线保护

第一条 固定连接式母差保护：

该保护装设于双母线接线。固定连接系指一次元件的运行方式下二次回路结线固定，且一一对应。2.保护运行方式有两种：

a.固定连接方式：切换开关(或小闸刀)置“固定连接”位置，保护动作具有选择性。

b.破坏固定连接方式：切换开关(或小闸刀)置“破坏固定连接”位置，“单母线运行”指示灯应亮，保护动作无选择性。3.下列情况应按破坏固定连接方式进行： a.单母线运行；

b.双母线运行，但母联开关为非自动； c.一次倒母线操作时；

d.其它一次元件运行方式与二次同路结线不对应情况；

e.旁路开关代供电，其母差CT应按被代开关运行方式进行切换。5.对可以任意排列的分路。在倒母线操作后，应切换其母差电流端子，使一次运行方式与二次回路结线对应。

6.保护长时间按破坏固定方式运行时，除应将其切换开关(或小闸刀)切至“破坏固定连接”外，还应将破坏连接的电流端子接通。7.母差交流回路不平衡电流的测量要求： a.正常运行时，每日白班测量一次； b.母差保护进行工作后，恢复运行投压板前； c.分路开关检修后复役； d.母差流变电流端子操作后。

母差不平衡电流值与首次投运时实测值相比应无较大增长，且不应大于10—20m。

8.母差保护的操作要求：

a.停用：选退出各分路跳闸压板，后断开保护直流电源：

b.启用：先恢复保护直流电源，后投入各分路跳闸压板，c.信号：保护直流电源投入，装置运行，但所有出口跳闸压板退出。9.母差保护在运行中，不得在其差电流回路上进行任何工作。母差保护进行校验等工作时，先退出各分路跳闸压板，后断开保护直流电源，再断开交流电压，退出各闭锁重合闸压板。恢复运行时，操作顺序相反。

10.开关运行改为开关检修，应将其母差跳闸压板退出，拆开其母差CT电流端子，并在CT侧短路接地。

11.母差CT调换，电流回路接线更动，以及母线上新增元件投运，均须进行带负荷试验，合格后方可启用母差保护。

(差动继电器不平衡电压应不大于150mv)12.双母线中某条线停运检修，母差保护除改为“破坏方式”运行外，还应将相应的电压闭锁回路压板退出。

13.双母线运行时，任一母线压变停运，保护用电取自另一运行母线压变(二次并列)：此时母差保护中对应于停运母线压变的电压闭锁回路压板不得退出，母差保护仍可保持固定方式运行，但应注意，若有压变运行的母线发生故障，母差保护动作跳开故障母线上所有开关，此时无压变运行的母线上所有元件失去二次电压，电压表无指示，电度表停转，距离保护可能因失压误动，当值运行人员和有关调度员应做好事故预想，并停用会误动的保护。

14.当用母联开关向空母线充电时，应利用充电合闸按15.正常运行时，发现母差保护有任何异常情况时，应立即进行检查，并汇报当值调度。当发出“交流电流回l断线”信号时，应停用母差保护。第二条 母联电流相位比较式母差保护

1.该保护装设于双母线接线，它不限制母线上各元件的排列方式。2.保护运行方式有两种：

4.电站值班电工安全操作规程 篇四

一、工作前，必须佩戴和使用符合国家标准或行业标准的劳动保护用品和用具。

二、操作人员必须掌握触电急救方法。

三、必须保持变配电设备的完好状态，严格按照规定巡视巡查，发现问题及时上报并配合维修人员及时修复，严禁设备带病作业。

四、作业人员必须执行维修电工、外线电工的安全操作规程。

五、严禁违章作业，并有权拒绝和制止他人违章指挥、违章作业。

六、无论高压电器设备带电与否，值班人员不得独立越过遮拦作业，必须进入隔离区域内作业时，要有专人负责监护，并保持规定的安全距离。

七、单人值班时不准单独从事电器检修作业。

八、高压设备必须符合下列条件方可由单人值班；

1、室内高压设备的隔离室必须设有高1.7米以上的遮拦，而且必须安装牢固并加锁。

2、室内高压电器开关的操作机构必须用墙和金属板与开关隔离，或装有远方操作机构。

九、巡视高压电器设备必须由两人以上进行。

十、巡视高压电器设备时必须保持规定的安全距离。

十一、雷雨天气巡视高压电器设备时必须穿绝缘靴，同时与避雷器、避雷针保持大于5m的安全距离。

十二、高压电器设备发生接地故障时，人员必须与故障点保持一定的安全距离，进入上述区域必须穿绝缘靴和戴绝缘手套。

十三、巡视时进出高压室内必须随时将门关紧、锁牢。

十四、线路跳闸后严禁强行送电，应立即报告调度并与用户联系，查明原因、排除故障后方可送电。

十五、联系和办理停送电时，应执行使用录音电话和工作票制度。

十六、停电作业时必须验电、安装接地线、加锁和挂警示牌并将工作人员牌交送工作人员。

十七、送电时工作票应交送矿山调度签字，并用录音电话联系，作业人员交还工作牌后，方可送电。

十八、倒闸操作必须严格按操作票执行，必须按有关安全规定的顺序进行。

十九、倒闸操作时，监护人和操作人必须根据操作项目顺序操作。操作人员必须与带电体保持足够的安全距离。操作完成后必须检查操作质量，确认无误后，报告操作完毕。

二十、非手动操作机构开关，不允许带电手动合闸。

二十一、用绝缘杆操作，加装绝缘板、拉合机械传动的刀闸和开关、用验电器验电、拆装接地线时必须戴绝缘手套。

二十二、雷雨天尽量避免室外作业，必须时，应戴绝缘手套、穿好绝缘靴，使用的绝缘杆必须有防雨罩。

二十三、雷雨天严禁倒闸操作。

二十四、带电操作高压可熔保险器时，应带护目眼镜、绝缘手套、穿高压绝缘鞋并使用绝缘夹钳。

二十五、操作单相刀闸和跌落险时，水平和三角排列的刀闸和跌落保险的操作顺序为：先中间、后两边；刮风时，先中间、再下风、后上风。垂直排列的刀闸操作顺序为；先中间、再上面、后下面。

二十六、遇触电、火灾等事故及紧急情况，须先停电处理，然后再报告。二

十七、严格执行挂牌工作制度。

5.东方红一级电站运行规程(试行) 篇五

第一章 电站概况

文山东方红一级水电站位于文山州文山县追栗街乡白石岩村，距离文山县城约20公里。60年代末期由国家兴建，原总装机容量3×2000KW，1#机分别于 2001红一级电站厂房、升压站所有设备被水淹没。对东方红一级电站进行恢复建设，并增容改造为年1月19

月3#、1971年51975年2月建成投产。日3#机首先建成投产，112#机组于10日水情退后，×2500KW。4月10日投产。2#、2001 1 混流式卧轴机组。月11973年2月、年79日，东方红发电厂发生特大崖崩自然灾害，东方月3日1#机组先后并网发电，东一站运行规程（试行）

第二章 水轮发电机组运行规程

第一节

设备参数

水轮机组的铭牌数据标明了水轮机组在设计中的技术规范,以及满足机组长期正常运行和允许的额定值。在操作运行维护中，必须严格保证机组在额定值所允许的范围内工作。

一、水轮机1、1#水轮机

型号：HL702-WJ-71 水头：70米 流量：4立方米/秒 转速：750转/分 出力：2200千瓦 飞逸转速：1555转/分 转轮直径：71厘米 总重量：12000千克 技术条件：OEK.150.1022、2#水轮机

型号：HL702-WJ-71 水头：30-70米 流量：3.5-5立方米/秒 转速：750转/分 出力：750-2690千瓦 飞逸转速：1555转/分 转轮直径：71厘米3、3#水轮机

型号：HL702-WJ-71 水头：62米 流量：4.5立方米/秒 转速：750转/分 出力：2120千瓦 飞逸转速：1555转/分

东一站运行规程（试行）

转轮直径：71厘米

二、发电机

1#、2#、3#发电机为同一型号：

型号：SFW-2500-8/1730 额定容量：2500千瓦 额定电压：6300V 额定电流：269.5A 额定功率因数：0.85 频率：50HZ 相数：3 定子绕组接线：Y

第二节、开停机操作

一、开机前的检查

（一）、发电机组

1、机组大修后启动或运行，应按厂家技术规范或上级有关领导批准的项目程序进行。

2、机组启动准备及并入系统操作，应取得上级有关领导的同意，并应取得调度值班员同意，在值班长或上级值班员的的指挥下进行一系列的操作。

3、发电机启动前电气值班员应进行下列检查和准备工作：(1)、检查一切有关检修的工作是否结束，工作人员是否全部退出现场，检修终结手续是否办理完毕。

(2)、拆除检修前所做的安全措施，如检查各短路线和接地线是否都已拆除等，并要恢复常设遮拦和标示牌。

(3)、应详细检查各部清结无杂物，所连接设备完整良好。

东一站运行规程（试行）

(4)、检查发电机滑环接触良好。

(5)、测量发电机定子和全部励磁回路绝缘电阻均合格。(6)、应做断路器及励磁开关的拉合闸试验；做断路器及励磁开关的联锁实验。

(7)、检查起励接触器在不带电位臵(断开位臵)。(8)、给励磁屏风机电源及各工作电源(交流、直流电源)。(9)、励磁系统处于正常工作状态，励磁调节器无报警（观察励磁屏上触摸屏），励磁屏上的电源开关均处于合位。

(10)、检查各保护装臵均处于正常运行状态，控制台上指示灯与开关位臵实际相符。各光字牌能正常点亮，事故、故障音响正常（操作事故、故障光字牌试验开关1SK、2SK及事故、故障音响试验按钮1YA、2YA观察），连接板均已投入，信号继电器未掉牌。

(11)、直流系统处于正常工作状态，充电控制器无报警，各直流馈线无接地（观察直流装臵上微机的显示器）。

(12)、检查并合上励磁变压器，励磁电压互感器，机频电压互感器以及保护测量电压互感器的隔离刀闸或保险，以及各电压互感器二次保险。

(13)、检查出口真空断路器，六氟化硫断路器及操作机构连续性，正常可靠后，合上本机隔离刀闸。

(14)、检查发电机灭火装臵应良好，消防水管有水压。(15)、检查中发现缺陷时应立即消除后再起动机组。

（二）、水轮机组

东一站运行规程（试行）

（1）、机组大修后起动前的检查

1、清除钢管及蜗壳中杂物； ○

2、清除风道中的杂物； ○

3、检查导水机构，剪断销无松动或损坏； ○

4、检查发电机内部、空气间隙有无杂物或遗留工具； ○

5、检查自动装臵是否正常； ○

6、发电机碳刷无卡阻、松动； ○

7、水轮机各密封装臵良好； ○

8、水轮机的蝶阀、进水闸操作可靠，动作灵活； ○

9、检查油、水、气系统是否正常； ○

10、检查各轴承油位、油色是否正常； ○

11、空压机能否正常起动、停止； ○

12、检查调速器工作是否正常； ○

13、水轮发电机组周围无杂物。○(2)、机组检修后起动前的试验工作

1、接力器充油试验：机组大修后，调速器排油检修，调速系○统管路及接力器内部进入了空气，应将其排出。检查蝶阀、旁通阀在关闭状态后，将导叶全行程关闭多次，将接力器及调速系统管路内的空气排出。

2、尾水管、压力钢管充水试验：关闭机组过水系统上的全部○进人孔和排水阀，提起尾水闸向机组尾水管充水，使尾水管水位与下游水位相等；检查导叶、蝶阀、旁通阀关闭，调速器接力器锁定、蝶

东一站运行规程（试行）

阀锁定投入后，提起坝头取水闸缓慢向钢管充水。

3、蜗壳充水试验：在钢管充水试验后应对蜗壳进行充水试验。○检查导叶在全关位臵，调速器锁定投入，蜗壳取水阀、排水阀关闭，将旁通阀打开，向蜗壳进行充水，检查空气阀动作情况及蜗壳充水后有无异况。

4、发电机组轴承充油试验：轴承及所属设备在检修必须进行○充油试验，油温要求在15℃以上，以检验轴承及管路系统的严密性。

5、机组冷却水系统充水试验：检修后将冷却系统充入工作水○压，检查各冷油器、空冷器、阀门及冷却系统的所有管路，有无泄漏情况。

6、风闸动作试验：机组检修后应对风闸做一次动作试验，检○查风闸动作情况、管路有无泄漏现象。将风闸排气阀关闭，打开供气阀。检查风闸气压表指示应在规定范围内，各风闸闸板应在顶起位臵，风闸活塞及管路无漏气现象。

(3)、机组起动前的检查：

正常运行的机组，不需做全面的检查；若停机时间较长，必须认真做好以下工作，方可起动机组。

1、检查导水机构，剪断销无松动或损坏； ○

2、检查自动装臵是否正常； ○

3、发电机碳刷无卡阻、松动； ○

5、水轮机各密封装臵良好； ○

6、水轮机蝶阀操作可靠，动作灵活； ○

东一站运行规程（试行）

7、检查油、水、气系统是否正常； ○

8、检查各轴承油位、油色是否正常； ○

9、空压机润滑油位，能正常起动、停止； ○

10、检查调速器工作是否正常。○

二、开停机操作

发电机并列操作是重要的一项工作，应由班长监护，由专门考试合格的值班人员担任操作，大修后或事故处理后应由有经验的值班员操作，值班负责人(班长)监护；

１、自动开机自动准同期操作：

（1）、完成开机前的检查，水力机 部份，电气部份具备开机条件，开机准备灯（41BD）亮。

（2）、将开停机控制开关（41KK）向自动开机方向扳一下，机组将自动打开蝶阀，打开导叶，机组升速至额定转速；

（3）、将本机同期开关“TK”切入到投入位臵；

（4）、当机组转速达到95%额定转速时，灭磁开关自动合上；（5）、励磁系统自动起励，并升压至6000V左右；（6）、将手动准同期开关“STK”切到切除位臵；

（7）、将自动准同期开关“DTK”切入试验位臵，监视自动调整机组转速、电压过程，观察自动准同期装臵上合闸指示灯点亮后缓慢熄灭，并且时间较长时，当合闸指示灯又再次点亮，把自动准同期开关

东一站运行规程（试行）

“DTK”切到投入位臵；

（8）、待机组投入系统后，将同期开关“TK”切到切除位臵，自动准同期开关“DTK”切到切除位臵；

（9）、自动开机，自动准同期过程中如不能自动，则手动协助完成。

2、手动升压并列操作

（1）、当机组达到额定转速时（观察机组自动屏上的机组转速监测装臵或调速器上的触摸屏），合上灭磁开关（把励磁分关“61KK”向合位臵上切一下），励磁屏风机自动启动。（2）、按下起励按钮“QLA”进行升压，用集控台上励磁增减开关“62KK”进行电压调整，调整电压与系统电压相近，的起励按钮及励磁增减开关进行操作；

（3）、将本机同期开关“TK”切入投入位臵，手动准同期开关切入投入位臵；

（4）、观察同步表中电压差、频率差及指针的旋转快慢，并调整电压、频率与系统电压、频率相近；

（5）、待同步表指针缓慢接近同步表的“S”处，角度尽可能小时，把断路器开关“KK”向合位臵上扳一下，把机组断路器合上，并入系统后将“TK”开关切于切除位臵，手动准同期开关“STK

3、发电机并列操作注意事项

（1）、在用自动屏上的转速监测装臵监视机组转速时，察该装臵是否正常工作，如不能正常工作则应从新输入定值

合开“STK” 8，以可用励磁屏上”切于切除位臵。应注意观(参照转

东一站运行规程（试行）

速监测装臵说明书)；

（2）、机组起励后应把机组频率保持在47HZ以上，如低于47HZ则励磁屏将逆变灭磁；

（3）、使用手动准同期并列操作中，遇到同步表指针不动，卡住跳动或振动，停止在同期点上时，应立即停止并列操作；

（4）、发电机并入系统后根据系统需要，来水量情况增加负荷，在增加负荷时尽可能慢一些，并要注意不能进相。增加负荷时值班人员应全面检查机组各部是否正常；

（5）、在进行同期操作后，一定注意切除同期开关“TK”并将手柄取出，不允许同时投入两只断路器的同期开关“TK”。

三、停机操作

1、自动解列停机操作

①、接到上级及调度停机命令后，将要停机组有功和无功转移到运行机组上，注意不要进项。通知水机值班员做好自动停机准备。②、将自动开停机开关41KK向自动停机方向扳动一下，水机及电气值班员各监视水机电气停机过程，如不能自动时，手动帮助完成。

③、停机结束后，进行机组全面检查。

2、手动解列停机操作程序：

①、接到上级及调度停机命令后，将要停机组有功和无功转移到运行机组上，注意不要进项。通知水机值班员做好手动停机准备。

东一站运行规程（试行）

②、扳动本机出口断路器控制开关KK，本机出口断路器跳闸。③、扳动本机灭磁开关控制开关61KK，灭磁开关跳。④、水机值班员按手动停机程序操作水机停机。⑤、机组停机完成后，对机组作全面检查。

3.备用机组及辅助设备，应视为运行机组，定期进行检查维护，各部保持良好状态，随时可以起动并入系统运行。

第三节 运行维护

一.水轮机组的运行维护

(一)、机组在各状态下的注意事项

１、一般注意事项

⑴、机组各监控装臵、保护装臵、自动装臵、表计整定值，值班员不得任意更改；

⑵、机组不得在低于额定转速的５０％以下运行。

２、起动机组注意事项

⑴、有下列情况之一者，禁止起动机组： ①、工作票未收回； ②、机组机械保护装臵失灵；

③、进水闸门、尾水闸门及蝶阀尚未全开； ④、水轮机或发电机主要保护失灵； ⑤、轴承油位、油色不合格；

东一站运行规程（试行）

⑥、冷却水不能正常供给；

⑦、油压装臵无法维持正常压力或调速器失灵；

⑧、制动气压力低于0.5Mpa。制动装臵故障，不能安全停机； ⑨、轴承油位、油质不合格； ⑩、剪断销剪断。

⑵、过流系统大修后，起动前必须作充水试验。

⑶、导叶接力器检修排油后或调速器总进油阀关闭时间过长时，需在蝴蝶阀关闭状态下将接力器全行程开关数次后，方可起动机组。

３、机组运行中注意事项： ⑴、开机后需作全面检查一次；

⑵、机组运行中发生强烈振动，应及时查找原因，并迅速消除； ⑶、当机组轴承或油温较正常运行时升高２～3℃时，应检查油位、油质和冷却系统，查找原因进行处理；

⑷、当机组发生冲击时，应检查机组各部份是否正常； ⑸、机组正常运行时，调速器应处在自动位臵，只有当调速器发生摆动或故障时，方可用切换至手动运行；

⑹、导叶开度应调整在与机组负荷相适应的位臵上，不可在开度限制已很大的情况下，将有功给定调整在较高的位臵上；

⑺、正常情况下，机组不允许超过额定负荷运行； ⑻、运行中应注意水库水位变化情况。

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４、停机时注意事项：

⑴、正常停机时，当制动系统发生故障不能制动时，应立即将机组恢复空载运行，待处理后再进行停机;⑵、导叶漏水量过大时，应立即关闭蝴蝶阀停机，若因剪断销剪断无法将有无功负荷减到零，应先关闭蝴蝶阀，监视仪表，至机组空载时跳开主机开关解列机组，将机组停稳。

(二)、水轮机组运行中的监视和维护

在运行中应了解机组的运行方式、状态，每隔一小时应对机组各运行参数作一次认真的检查记录。根据机组的运行情况，应随时注意调整机组的运行方式。严禁私自变更机组的任何整定值。

１、调速器部分

⑴、调速器运行稳定，液晶显示屏显示正常，无异常摆动和卡阻现象。若调速器自动失灵或不稳定，应立即改为手动，并对故障进行检查处理；

⑵、主配压阀、主接器应无异常抖动现象； ⑶、调速器柜内各连杆、销钉无松动、脱落现象； ⑷、调速器各油管、接头无漏油现象；

⑸、调速器油泵运行正常，电气回路良好，能在规定油压内起动和停止；

⑹、安全阀、逆止阀动作可靠； ⑺、综合显示屏无故障显示；

东一站运行规程（试行）

⑻、定期切换、清扫双滤油器，检查油色、油位应正常； ⑽、注意油气比变化，及时对油气比进行调整。

２、发电机部分

⑴、1#、2#、3#轴承油位、油色正常。无漏油、甩油现象； ⑵、发电机内部无异常声响，冷却水系统畅通； ⑶、发电机进、出气口无堵塞，气流畅通；

⑷、发电机滑环、炭刷无异常摆动，振动和异常声音。炭刷无冒火和发热现象，炭刷在刷握内无摆动或卡阻现象；

⑸、发电机风洞内无异常气味； ⑹、各部引出线完整，无松动现象； ⑺、定子基础螺丝、连接螺丝无松动现象； ⑻、振动无突然增大现象； ⑼、水源、灭火器完好。

３、水轮机部分

⑴、油、水、气系统无漏油、漏水、漏气及阻塞情况，阀门位臵正确；

⑵、冷却水压力正常，水流畅通；

⑶、机组运转声音正常，无异常振动、摆动和气味；

⑷、导水叶、导叶拐臂、剪断销正常无破损，导叶套筒无严重漏水，控制环无跳动；

东一站运行规程（试行）

⑸、各表计指示正确；

（6）、尾水管无剧烈振动和噪音。进人门、尾水管无漏水；

（7）、高、低压气系统各阀门位臵正确，各压力值正常，空压机润滑油位正常，运转无异常声音及异常振动。各排气温度正常。

４、机组自动屏、动力屏

⑴、各仪表动作灵敏、准确，指示不超过额定范围，各指示灯指示正确；

⑵、温度保护，仪表整定值正确；

⑶、动力屏电源正常，分合闸位臵正确，熔断器完好，各接头无发热及变色现象

二、发电机

(一)、发电机的正常运行方式

发电机应按照制造厂铭牌规定数据长期连续运行，一般不得超出额定出力运行(特殊情况经上级批准)当发电机按铭牌额定数据运行时：

1.定子铁蕊绕组允许最高温度为120℃ 转子绕组允许最高温度为135℃ 冷却空气温度不超过40℃

2.发电机运行电压允许在额定电压±5%以内，即6000V～6600V 范围内变化，在额定转速及额定功率因数情况下，其输出额定功率不

东一站运行规程（试行）

变。

3.发电机频率变化范围不超过±0.5HZ，即49.5～50.5HZ范围内变化，在额定电压及额定功率因数情况下，其输出额定功率不变。

4.当电压与频率同时发生偏差(两者偏差分别不超过±5%和±1%)，若两者偏差均为正者，两者偏差之和不超过6%；若电压与频率两者偏差不同时为正偏差时，两者偏差的百分数绝对值之和不超过5%；或者电压与频率两者偏差超过上述规定值时，输出功率以励磁电流不超过额定值，定子电流不超过额定值的105%时，其输出额定功率不变。

5.发电机额定功率因素为0.8(滞后)，当功率因数在额定值到1的范围内变动时，发电机出力可维持不变，为了保证运行的稳定，规定发电机功率因数不超过0.95(滞后)运行。

6.发电机在额定负荷连续运行时，定子电流允许各相相差不得超过20%。同时任何一相的电流不得大于额定值，转子绕组和铁蕊温度不得超过允许值；机组振动不得超过允许值。

发电机在运行中，运行人员发现三相电流不平衡超过允许值时，应立即查明原因消除，否则应按规定减负荷。

7、在正常运行时，发电机不允许过负荷运行，只有在电力系统发生事故情况下才允许发电机在短时间内过负荷运行，但要加强监视发电机各部温度不超过允许值。

表

五、发电机过负荷允许值

过负荷电流／额定电流

1.1

1.12

1.15

1.25

1.5 15

东一站运行规程（试行）

持续时间(min)60 30 15 5 2 8.发电机在正常停机48小时后开机，开机前用2500伏摇表测量定子线圈绝缘电阻，换算至同一温度下的电阻与以前测量结果进行比较，如果有显著降低时(降至以前测量结果的1/3～1/5)：吸收比不合格时应查明原因，并将其消除后，才可投运。

9.正常停机48小时后开机，开机前转子及其它励磁回路绝缘电阻可用500～1000V摇表测量，应不小于0.5MΩ，否则应查明原因，并恢复绝缘。

10.每次机组大修时用500V摇表测量轴承绝缘电阻，一般不应低于0.3MΩ，每次测量结果应有记录存档，便于比较。

11.对于担任调峰任务起动频繁的发电机，不必每次起动前进行测量，但每月至少应测量一次。

(二).发电机正常运行的检查维护

1.机组在正常运行中，值班人员每小时进行全面检查一次，如果机组发现异常，应增加检查次数，监视薄弱环节，并采取措施消除；

2.发电机正常时的巡视检查项目：(1)发电机外部清洁及温度情况；(2)检查滑环、碳刷工作及跳火情况；(3)机组各部的响声，振动是否正常；

(4)发电机定子线圈、铁芯温度，轴承温度情况；(5)检查进出口风温度，冷却水压力是否正常；

(6)励磁回路接头是否发热变色，励磁开关接触是否良好；

东一站运行规程（试行）

(8)发电机出线及尾线、断路器、母线等有无发热变色现象，电压、电流互感器有无异常，漏油、破损等情况。

3.在外部短路事故引起发电机跳闸后重新并入系统应对发电机进行全面检查一次；

4.对运行机组滑环应保持清洁，不积电刷粉末，电气值班员每周用2kg/cm2空气压力吹灰擦拭一次，保持无火花运行；

5.更换电刷注意外物不能掉入机组内，防止两端短路或接地，女同志长发应卷入工作帽内，站在绝缘垫上。

第四节

水轮发电机组故障及事故处理

一.水轮机组

(一)、水轮机组故障处理

机组发生故障时，电铃发出音响信号，相应故障光字牌亮，相应故障的信号继电器掉牌。值班员应根据情况，查明原因进行处理。故障消除后，将故障经过及处理情况汇报值班长，并做好记录。

1、轴承温度不正常升高 现象：

（１）、轴承温度不正常上升，温度表读数上升很快；（２）、轴承温度较正常运行时高。处理：

（１）、检查各部有无漏油，油位、油色是否正常。对水导轴承应检查油循环是否正常，甩油是否良好。必要时进行加油（上导、下

东一站运行规程（试行）

导轴承严禁在机组运行时加油）；

（２）、检查冷却水供给是否正常，对总冷却水压偏低应调整水压，对只是某导轴水压偏低应进行反冲；

（３）、机组振动、摆度有无增加、过大；（４）、轴承内部有无不正常的声响；（５）、加强轴承温度的监视；

（６）、若无法消除，确认无法继续运行时，立即请示领导和调度停机进行处理。

2、轴承油位不正常 现象：

（１）、油位高于或低于正常油位规定线；

（２）、轴承温度上升或下降（轴承进水导致油位升高，开始时有可能伴随轴承温度降低）。

处理：

（１）、检查阀门位臵是否正确，有无漏油；（２）、检查轴承进、排油阀门是否关闭严密；

（３）、根据需要加油或排油，使轴承油面达到正常油位规定线；（４）、若轴承油位不断升高，确认各阀门已关闭严密，则是冷油器漏水引起，通过油色可判断，确属漏水引起，应停机处理。

3、发电机热风温度不正常升高 现象：

（１）、发电机热风温度不正常上升，温度表读数上升很快；

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（２）、发电机热风温度较正常运行时高。处理：

（１）、检查检查发电机进、出风口，是否有异物堵塞，将清除；（2）、检查发电机是否过负荷或过流。

4、冷却水压异常 现象：

（１）、水压表指示下降或为零；（２）、轴承温度上升。处理：

（１）、检查进、出水阀门，并用蜗壳取水阀或技术供水阀进行调整；

（２）、检查滤水器有无堵塞，堵塞时进行冲洗排污；（3）、若管路堵塞、阀芯脱落，应停机处理。

5、导叶剪断销剪断 现象：

（１）、运行中听到金属断裂声；（２）、剪断销剪断，剪断销松动；（３）、剪断销剪断的导叶开度与众不同；（４）、机组振动和摆度增加，轴承温度升高。处理：

（１）、剪断销剪断，一般需停机更换。停机时先关闭蝶阀，监视负荷下降至零时迅速解列机组停机；

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（２）、若系统不允许停机，则应使机组避开振动范围，停止调整负荷，停机后再处理。

6、油压装臵油压降低

现象：油压表指示低于正常工作油压范围。处理：

（１）、检查油泵是否投入运行；

（２）、检查油泵是否能正常启动，自动回路失灵时，应改为手动运行。若手、自动两台油泵均不能启动，应检查动力电源、操作电源、熔断器、热继电器等；

（３）、若两台油泵同时运行，油压仍继续降低，应检查集油槽油位是否过低、安全阀是否动作，有无漏油现象，油泵电机是否反转；

（４）、对于调速器油压装臵，此时应尽量不调整负荷若压力油罐油位较高时，可以用充气的方法暂时保住油压；

（５）、若调速器油压装臵大量漏气、漏油及其它一时无法消除的故障，应立即关闭蝴蝶阀停机处理。

7、调速器自动失灵 现象：

（１）、调速器不能自动；

（２）、调速器出现异常摆动，使负荷和频率不稳定。处理：

（１）、立即切换至手动运行；

（２）、首先检查各压力表的指示情况，再判断故障原因；

东一站运行规程（试行）

（３）、监视改为手动操作的变化情况；

（４）、检查厂用电是否消失，调速器操作、控制电源是否正常；（５）、检查插件板有无损坏；

（６）、检查调速器其它部件有无损坏或失灵；（７）、检查调速系统油管路是否堵塞，使油路不通；（８）、检查测频模块是否正常，机频、网频是否消失；（9）、如均无异常情况，可切回自动位臵进行观察。

(二)、水轮机组事故处理

水轮机发生事故时，电笛发出音响信号，相应的信号继电器掉牌，机组自动停机。此时值班员应作如下工作：

１、监视机组自动停机情况，不正常时应手动进行； ２、机组转速降至额定转速的30％时，手动进行刹车； ３、检查开度限制打到零位以下，手动投入调速器锁锭； ４、事故处理完毕后，复归事故继电器、信号继电器及紧急停机电磁阀；

５、做好记录，只有在已找到事故原因，并处理后方可开机。运行中若遇到下列情况之一者，应立即停机处理： １、水轮机运转声音异常，并处理无效； ２、水轮机某轴承温度超过70℃； ３、水机重要部件断裂；

４、机组振动、摆度超过允许值，并经处理无效；

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５、发电机内部着火；

6、蜗壳失压；

7、其它有危及人身、设备安全时。常见事故现象及处理：

1、机组过速 现象：

（１）、机组甩负荷后，转速上升超过额定转速的150％，转速表指示很高；

（２）、机组发出高速旋转声。处理：

（１）、检查调速器是否失灵，失灵时应立即关闭蝶阀停机；（２）、导叶剪断销是否剪断，导致过速时，应立即关闭蝶阀停机；

（３）、停机后检查主配压阀是否卡塞；

（４）、全面检查机组转动部分、基础螺丝有无松动；（５）、确认情况良好方可开机。

2、调速器低油压事故 现象：

（１）、油压装臵压力表、调速器控制系统压力表指示低于极限值；

（２）、机组自动停机。处理：

东一站运行规程（试行）

（１）、将机组立即改为手动操作；（２）、检查油压装臵有无漏油；（３）、检查油泵电源及控制回路；（４）、检查进油管路有无堵塞；

（５）、检查回油箱油位是否过低，致使打不上油；（６）、查明原因后若能恢复正常，即可开机。

3、机组轴承温度过高

现象：轴承温度不正常上升，超过70℃。处理：

（１）、停机后检查轴承油位及冷却水供给是否正常；（２）、检查轴瓦是否受损；（３）、是否由于机组过速引起；（４）、确认事故处理完毕后方可开机。

4、机组振动、摆度超过允许值

现象：机组振动、摆度增加，超过允许值。处理：

（１）、若因负荷不适当引起，应避开该负荷运行；（２）、若一时无法处理，应立即停机检查原因。

二、发电机

(一)、发电机不正常运行的处理

1、发电机电压低于5700V以下，值班员应设法调整增加发电机

东一站运行规程（试行）

励磁电流，但转子电流或定子电流不应超过规定，报告调度减少部分负荷，恢复电压至正常值；

2、在系统事故时，发电机过负荷信号发出，允许按规定过负荷运行，但转子电流和发电机各部份温度不能超过规定，若超过应减少励磁电流，降低定子电流至最大允许值，与调度联系切除部份负荷；

3、发电机温度不正常，应检查冷却供水情况，滤水器是否堵塞，冷却器供、排水阀门是否打开，出风口是否堵塞，发电机电流是否超标，温度计是否失灵，查明原因设法消除，必要时可以减少部份负荷；

4、发电机数值显示不正常，不能反映发电机真实情况，应参照其它正常的数值显示运行，汇报领导派人校验修复；

5、发电机有异常的机械声音，在外壳发现的振动现象或电刷发现较大的火花应立即查明原因，设法消除，必要时停机处理。

(二)、发电机励磁回路故障

1、发电机失去励磁： 现象：

（1）、转子电流数值为零或接近于零；（2）、定子电压下降，定子电流急剧增大；（3）、有功功率降低或接近零，功率因数进相；（4）、其它数值忽时高忽时低，机组转速超过正常转速；（5）、发电机失磁保护动作，断开发电机出口断路器。处理：

东一站运行规程（试行）

（1）、值班人员依据上述现象，确认发电机失磁，如发电机失磁保护未动作；

（2）、查明原因消除后再并入系统。

2、发电机转子一点接地： 现象：

（1）、励磁回路的正极或负极，对地有电压指示。（2）、机组运转正常，各表计指示正常。处理：

（1）、测量转子接地电压值，判明“＋”或“－”极接地；（2）、确认接地应进行励磁回路外部检查，在检查过程中防止造成另一点接地，如不发现缺陷时，应报告调度或请示有关领导停机检查处理。

3、发电机转子回路两点接地： 现象：

（1）、发电机失磁保护动作，发声光信号，本机出口断路器断开，与系统解列：

（2）、如失磁保护不动，则有下列现象： ①、转子电流数值增大；

②、转子电压数值降低或接近于零； ③、无功负荷数值降低或低于零(进相)； ④、发电机定子电流可能变化大；

⑤、若个别磁极两端短路，机组会发生振动。

东一站运行规程（试行）

处理：

根据上述现象确认为转子回路接地，应立即解列机组，停下进行检查处理。

4、转子回路极性变化： 现象：

转子电流、电压数值为负数，其它各数值正常； 处理：

若发现极性变化，值班员只需把电流及电压数值按反调后联接就行。

(三)、发电机故障及保护跳闸处理

1、发电机振荡或失步： 现象：

（1）、定子电流数值变化太大，明显超过正常值；

（2）、发电机电压和母线电压数值不稳定，通常是电压下降；（3）、发电机有功和无功数值忽高忽低，转子电流在正常附近变化太大；

（4）、发电机发出不正常声音的变化和振动一致； 处理：

（1）、励磁屏上自动未投入应手动调整励磁电流，若自动已投入，应减少有功负荷以使系统稳定；

（2）、机组振荡两分钟后不能稳定时，则将发生故障引起失步的

东一站运行规程（试行）

发电机与系统解列，保持机组转速，对发电机进行全面检查，证实正常无误后经上级领导同意再升压并入系统。

2、发电机差动保护动作跳闸： 现象：

（1）、发电机各数据发生急剧变化。机组有冲击声，在发电机内部可能有短路弧光或冒烟着火；

（2）、发电机出口开关，励磁开关跳闸，“发电机事故”光字牌亮。电笛响，信号继电器掉牌。

（3）、其它发电机运行数据为零，机组事故停机； 处理：

（1）、监视机组事故停机过程，若事故自动不灵，应立即手动停机；

（2）、详细检查发电机内部及差动保护范围内所有设备有无损坏或短路现象，如发现设备有损坏，汇报领导派人处理；

（3）、如未发现明显异常现象，拉开主机刀闸，查明差动保护动作原因，检查该装臵是否正常，测量定子回路绝缘电阻，如绝缘电阻合格未能查明故障原因，应将发电机电压从零升高至额定值，严密监视运行参数正常后，自动准同期并入系统进行。

4、复合电压起动过电流保护动作： 现象：

（1）、定子电流数值剧烈增大，发电机电压降低很多；（2）、本机油开关，励磁开关跳闸，“电气事故”光字牌亮。电笛

东一站运行规程（试行）

响，信号继电器掉牌

（3）、发电机强磁动作，机组会发生异常冲击声；（4）、发电机跳闸后各运行参数为零，机组可能过速； 处理：

（1）、如果差动保护已切除，复合电压起动过电流保护动作后，应按差动保护动作处理程序进行处理；

（2）、差动保护在投入运行时复合电压起动的过流保护动作跳闸后，检查保护范围内所有设备有无异常；

（3）、如检查发现异常，采取措施，消除后起励升压，并入系统运行；

（4）、如检查未发现异常，询问调试系统有无故障，经调度同意后启励升压并入系统；

5、发电机过电压保护：

发电机过电压保护是为了保护发电机定子线圈绝缘过压而受到损坏，一般机组过速或自动不灵敏而引起过压保护动作后，应保持机组转速，将发电机升压自动准同期并入系统。6、6.3KV电压系统单相接地处理： 现象：

（1）、“6.3KV母线接地”光字牌亮，警铃响，提醒运行人员注意；（2）、在发电机的接地保护装臵显示屏上检查三相电压是否平衡，有接地时应是接地相电压降低或为零，其它两相电压升高至相间电压，零序电压升高；

东一站运行规程（试行）

（3）、如接地间隙性，则信号和电压数值也是间隙性的出现； 处理：

（1）、立即检查6.3KV母线电压互感器(保险)是否熔断；（2）、检查熔断器完好，则断开6.3KV母线电压互感器柜隔离刀闸，测量发电机出口电压互感器二次侧电压是否正常，以便确定6.3KV避雷器好坏，并外观检查支柱瓷瓶等是否有裂纹；

（3）、若未查出原因，接地又存在，根据规定运行不超过一小时，并向领导汇报，停机查找原因。

7、发电机着火： 现象：

（1）、从发电机密封不严的上盖板、风洞内冒出绝缘胶臭味或浓烟；

（2）、发电机参数忽高忽低不稳定，保护动作停机。信号继电器动作，警铃响，光字牌亮。

处理：

（1）、如果机组自动停机，值班人员发现发电机着火应立即按紧急停机按钮紧急停机；

（2）、主机开关、励磁开关断开后，打开灭火栓进行灭火，在灭火时保持机组转速80%～90%，待火全灭后做好安全措施进行修理。

8、发电机强励动作处理：

由于系统故障引起发电机电压下降到额定值80%以下时，强励动作，供给系统最大无功功率，保护系统稳定运行和保护装臵可靠动作，东一站运行规程（试行）

值班人员在此情况下，一分钟内不必调整。

9、本站强励、强减在励磁屏内，属自动调整。

10、外部短路而保护拒动： 现象：

（1）、定子电流数值为最大值；

（2）、定子电压明显下降，转子电流明显升高；（3）、机组发出不正常声响； 处理：

（1）、降低励磁电流；

（2）、断开本机油开关，查明原因后，经调度命令后，重新升压并网。

11、如碰到规程中没有的情况，根据本人情况或请示上级有关部门进行处理，如有危害人身或设备的事故可采取紧急措施停电或停机，但事后向有关领导及调度报告。

第三章 变压器运行规程

第一节 变压器铭牌数据

产品型号：SF9-10000/35/6.3 额定容量：10000KVA 额定频率：50HZ

东一站运行规程（试行）

额定电流：149.96/916.43A 相数：3 相 联结组标号：YNd11 分接范围：38.5±2×2.5%/6.3KV

第二节 变压器运行与维护

一、变压器正常运行方式

1、容许温度与容许温升

（1）、正常运行时变压器上层油温最高不得超过95℃，为避免变压器油劣化过速，上层油温不宜经常超过85℃。

（2）、在正常运行时，当最高环境温度为40℃时，变压器线圈温度不得超过105℃。

（3）、当环境最高温度为40℃时，上层油温容许温升为55℃绕组温升65℃。

（4）、当环境温度超过规定值后，不允许变压器满负荷运行。（5）、只有在变压器允许温度、温升、电流不超过允许值时，方能保证变压器安全运行。

2、变压器电流、电压变化的允许范围

（1）、变压器电源电压变动范围应在其所接分接头额定电压的±5%范围以内，其额定容量也保持不变，即当电压升高5%时，额定电流应降低5%；当电压降低5%时，额定电流允许升高5%。

（2）、变压器电源电压最高不得超过额定电压的10%。（3）、变压器在运行中随电源侧电压的变化，以及负荷的变化，31

东一站运行规程（试行）

副边电压便有较大的变化，为了保证供电电压的质量，使负荷、电压在一定范围内变动，则需要根据变化情况在电力系统中进行调整，以保证用电设备的正常需要。

二、变压器运行的监视和维护

（1）、变压器在运行中，负荷不应超过额定值，电压变化应在允许范围以内，变压器的温度及温升均应在规定范围内。

（2）、变压器温度值、电压、电流值应每小时抄录一次。每个班至少在班中检查巡视一次变压器。

变压器巡视检查时应注意以下项目：

①、检查变压器油枕内油面的高度及有无漏油或油色是否正常。②、检查变压器各部份是否有漏油现象，如顶盖、套管、散热器和油门下面及其它部份。

③、检查套管瓷面是否清洁，瓷管有无裂纹和破损，是否有放电痕迹以及是否有渗漏及缺陷。接头是否接触良好和变色现象。

④、检查变压器的声音是否有变化。呼吸器是否畅通，干燥剂是否饱和。

⑤、变压器外壳接地良好

（3）、运行中的变压器油，每年至少进行一次耐压试验 变压器经常过负荷或短路次数过多，则应每年吊心检查一次。

三、变压器的操作

东一站运行规程（试行）

1、变压器在合闸前，特别是检修工作后恢复送电以前，值班人员应详细检查，检查项目包括：

(1)、各级电压（高压、低压）的一次回路中的设备、变压器分接头的位臵从母线检查到变压器的出线为止。

(2)、根据安全规程检查临时接地线、遮拦和工作牌是否均已拆除，全部工作票是否都已收回。

(3)、测量变压器的绕组绝缘电阻，在测定线圈绝缘电阻时，由于电缆与主变连接。此时可将电缆包括在内，但电压互感器应该切断。如测得的绝缘电阻值低于规定值，应由电厂技术负责人根据变压器状况决定是否可以投入运行。

(4)、检查变压器油位应在当时环境温度的油位线上，不宜过高或过低。

2、在合上变压器的隔离开关前，应先检查变压器断路器的传动机构可先对断路器进行合、跳闸各一次，并投入变压器保护，然后合上隔离开关，再合上断路器使变压器投入运行。

3、变压器停送电应遵守下列原则：

(1)、对变压器跳、合闸必须使用断路器进行，对空载变压器也如此，不得使用隔离刀闸切断空载变压器。

(2)、变压器合闸时应先从电源侧进行，后送负荷侧，变压器跳闸时应先从负荷侧进行，后断电源侧。

(3)、变压器投入运行时应从具有继电保护的一侧投入，以使故障时断开。

东一站运行规程（试行）

(4)、本站所设变压器为无载调压变压器，在需用分接开关调整电压时应先将变压器与各电源点断开，做好安全措施。才能对变压器的分接头进行调整。变换分接头时，必须注意分接头位臵的正确性，变换好分接头后，必须用欧姆表或测量用电桥检查回路的完整性和三相电阻的均一性。

变压器分接头变换的情形应记入值班操作记录簿内，变压器分接头的位臵应有专门的记录，以便随时查核。

第三节 变压器故障及事故处理

一、变压器的不正常运行

1、变压器在运行中常见的不正常现象

（1）、变压器在外温及其负荷不变的情况下，温度明显升高且达到额定值。

（2）、变压器油面低下或油色不正常。（3）、外壳漏油严重。（4）、套管有裂纹。（5）、端头引线严重过热。

（6）、变压器内部有异音或有火花放电声。

①、由于大动力设备起动，负荷变动较大，使变压器产生“哇哇”声。

②、由于过负荷，使变压器内发出很高且沉重的“嗡嗡”声。

东一站运行规程（试行）

③、由于个别零件松动，使变压器发出异常响声。

④、由于系统短路或接地，因通过大量的短路电流使变压器内发生很大的噪声。

⑤、由于内部接地不良或有击穿的地方，使 变压器发出“吱吱”声或“劈啪”声。

⑥、由于铁磁谐振，使变压器发出“嗡嗡”声或尖细的“哼哼”声且忽粗忽细。

当发生上述不正常现象时，应立即报告运行负责人，加强监视做好记录。

2、当发现下列严重的不正常现象时应立即停止故障变压器，进行检查处理主要有：

（1）、变压器外壳破裂，大量漏油；（2）、油枕喷油或压力释放阀喷油；

（3）、变压器内部音响很大，很不均匀，有爆裂声；（4）、在正常冷却条件下，变压器油温度不断上升且超过额定值；

（5）、套管有严重的破损和放电现象；（6）、油色变化过甚，油内出现炭质等；（7）、变压器冒烟、着火。

3、变压器油温的升高超过许可限度时，值班人员应做以下工作：（1）、检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷

东一站运行规程（试行）

和冷却介质温度下应有的油温核对；

（2）、核对温度表

若发现变压器油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不定，油温不断上升，变压器通风良好，温度计正常，则认为变压器已发生内部故障（如铁蕊严重短路、绕组匝间短路等），而变压器的保护装臵因故不起作用，此时应立即把变压器停下修理。

二、变压器常见故障及事故处理

1、对于变压器绕组主要为匝间短路和对外壳短路

(1)、匝间短路时，短路绕组内电流超过额定值，但整体绕组电流不超过额定值，在这种情况下，瓦斯保护动作，情况严重时，差动保护装臵动作。

(2)、绕组对外壳接地时，一般都是瓦斯保护装臵动作和接地保动作。

(3)、变压器绕组回路断线是因短路时的电动应力或连接处接触不良引起的。因回路断线时产生电弧，这种电弧能使绝缘油劣化，并能引起相间短路和外壳短路，因断线产生电弧时瓦斯保护会动作，有时差动保护也动作。

2、对变压器铁蕊最严重的情况即为所谓“铁蕊起火”其使油温上升，瓦斯保护装臵动作。

3、对于变压器套管最常见的故障为套管漏油，严重的套管故障

东一站运行规程（试行）

表现在对外壳击穿或相间闪络，其原因主要是套管出现裂纹或套管赃污而引起的，一般引起差动保护装臵和过电流保护装臵动作。

4、分接头开关因接触面不良或接触面压力不够，当近处发生短路时，因过电流的热作用使其烧毁，分接头开关发生事故时，一般是瓦斯保护动作。

5、当变压器因保护装臵动作而自动跳闸时：

（1）、首先要根据简报及光字信号来确定哪个保护装臵动作，并应了解在变压器跳闸的同时发生有哪些外部现象；（如变压器过负荷，电力系统短路及其它等）

（2）、判断变压器跳闸的原因不是由于变压器内部故障引起，而是由于过负荷，外部短路或保护装臵回路有故障等引起，变压器可不做外部检查而再度投入运行；

（3）、判断为保护装臵，因变压器内部故障而正确动作时，应对变压器设备作外部检查，并应测量变压器线圈的绝缘电阻以查明变压器跳闸的原因，如发现内部有损环时，应对变压器进行内部检查；

（4）、应注意若为差动保护动作时，应对差动保护范围内进行检查，如：检查变压器套管是否有损伤；电缆头是否有损伤；以及连接变压器的母线是否有闪络的痕迹等，待故障消除后再送电；

（5）、瓦斯保护动作于发信号时，值班人员复归信号，立即对变压器进行检查，检查项目为油枕中的油位及油色，变压器的电流、电压、温度和声音等的变化，如经外部检查未发现变压器有任何异常现象时，应查明瓦斯继电器气体的性质，判明保护装臵动作的原因：

东一站运行规程（试行）

①、无色无嗅不可燃的气体，是说明变压器内有空气； ②、黄色不易燃的气体，是说明木质有故障； ③、淡黄色带强烈臭味可燃的，说明纸或纸板故障； ④、灰色和黑色易燃的。说明油故障。

同时可取油样和气样作色谱分析，然后根据有关的规程和导则判断变压器故障性质。若判断为内部故障，必须停电检查，在未经试验合格前不准许运行。

（6）、瓦斯保护动作于跳闸时，值班人员应断开变压器各侧所有开关并做好安全措施，对变压器进行检查，检查项目为油枕、压力释放阀、散热器、法兰和导油管是否喷油；变压器顶盖与外壳间的盘根是否因油膨胀而损坏，各焊接缝是否裂开，变压器外壳是否鼓起，最后分析瓦斯气体性质，变压器油样实验，以判断变压器内部故障性质，根据分析结果应作如下处理：

①、如果气体可燃和在检查中发现外部异常现象（不论轻重），则变压器未经内部检查，并试验合格，均不得投入运行。

②、如果气体为空气，且变压器外部检查又无异常现象，而且查明瓦斯保护动作的原因，证明变压器内部无故障，此时变压器可不经内部检查而投入运行。

③、若有必要，可将瓦斯保护跳闸回路断开，变压器可短时间投入运行。

6、变压器着火时，继电保护动作将变压器与系统断开，但因故不能断开时，应立即手动断开，并拉开隔离刀闸，对事故变压器进行

东一站运行规程（试行）

灭火。如果油在变压器顶盖上燃烧时，应从故障变压器的一个油门把油面放低一些，最好向变压器外壳浇水，使油冷却而不易燃烧，如变压器外壳爆炸时，必须将变压器所有的油都放到储油坑中去，如果变压器内部故障着火时，则不能放油，防止变压器爆炸。变压器灭火时，最好使用泡沫灭火器，不得已时使用砂子灭火，有时也用特种灭火器灭火。

第四章 配电装臵运行规程

第一节 开关设备的运行维护及事故处理

一、断路器设备的运行维护及检查

（1）、对于断路器的检查周期：交接班一次，早晚最大负荷时各一次，至少每五天进行一次夜间检查，断路器每开断一次短路故障后，应进行外部检查。

（2）、在一般情况下，断路器不允许带电手动合闸，因为手动合闸速度慢易产生电弧，但特殊需要时例外。

东一站运行规程（试行）

（3）、断路器操作结束后，应检查所有状态信号及测量参数的数值，来判断断路器的正确性，但不能从状态信号及参数的数值显示来判断断路器的实际开、合位臵，最好到现场检查，断路器机械位臵来确定实际开、合位臵，以防止在操作隔离开关时发生带负荷拉合隔离开关。

（4）、值班人员应对六氟化硫断路器进行定期进行维护检查：

○

1、断路器有无漏气点，气体压力是否在正常范围（20℃时，0.42—0.48Mpa），确定年漏气率是否在规定范围内。

○

2、定期测量SF6气体含水量是否小于150ppm（20℃时）。

○

3、定期校验密度继电器及压力表。当气体压力低于0.42Mpa时发出报警信号，当气体压力低于0.40Mpa时，应发出闭锁信号。

○

4、断路器瓷套有无破损及严重脏污，放电现象。

○

5、检查六氟化硫开关分、合闸指针的指示位臵是否正确。

⑥、断路器内部有无异常声响，导电部分接触良好、不发热、不变色。

⑦、检查操作机构动作是否正常，有无松动现象，常在转动部分加适量的润滑油。

⑧、正常情况下，断路器在下列情况时应进行大修： a、运行时间10年； b、操作次数达3000次；

c、开断额定短路开断电流达15次。（5）、对于CT14型操作机构

东一站运行规程（试行）

机构在投运前应在各转动部分加润滑油，运行中的开关应定期检查维修行程开关和辅助开关的触头，并检查维修接触器、电机和分、合闸线圈的绝缘电阻和在转动部分加适量的润滑油。

（6）、值班人员对真空断路器的定期维护检查

1、正常运行的断路器应予定期维护，清除绝缘表面灰尘，给○所有磨擦转动部位加润滑油；

2、定期或在累计操作2000次以上时，检查各部位螺钉有无松○动，必要时应进行处理；

3、定期检查合闸接触器和辅助开关触头，若烧损严重应及时○修理或更换；

4、更换灭弧室时，灭弧室在紧固件紧固后不应受弯矩，也不○应受到明显的拉应力和横向应力，且灭弧室的弯曲变形不得大于0.5mm，上支架安装后，上支架不可压住灭弧室导向套，其间要留有0.5—1.5mm的间隙。

二、开关设备的故障及事故处理

1、断路器常见故障主要为电气故障或机械故障造成断路器拒绝动作

其主要原因：

（1）、操作回路断线、熔丝接触不良、熔断。断路器辅助触头不导通等；

（2）、继电保护失灵，或操作电源电压过低；（3）、操作机构故障，如：联杆脱销或驱动机构毛病。

东一站运行规程（试行）

2、断路器拒绝分、合闸时，应根据监控系统所发简报确定分、合闸回路是否正常及是否有操作电源。根据分、合闸接触器是否带电来判断是机械或电气部分故障后再分别处理。

3、操作机构拒绝跳闸的开关禁止投入运行；

4、当发生故障时，而断路器拒绝跳闸时，应立即进行现地电动跳闸或手动跳闸，事后将事故记录清楚，报告调度及有关领导。

三、隔离开关的运行维护

1、严禁带负荷拉、合隔离刀闸。

2、隔离刀闸操作顺序：送电时先合电源侧隔离刀闸，再合负荷侧隔刀闸，然后再合断路器，停电时，先断断路器，再断开负荷侧隔离刀闸，然后断开电源侧隔离刀闸。

3、本站6.3kv的隔离刀闸，35kv隔离开关都带锁定装臵，在进行断、合操作时都应拨出锁定后才能进行。

4、在进行隔离刀闸的操作时，首先应检查断路器是否在断开位臵，确定在断开位臵后才能进行操作，而且在拉、合的瞬间要快，不能拖泥带水。

5、当隔离刀闸的接触部分过热，须立即减少负荷，如果该隔离开关是与母线联接的，则应尽可能停止使用，只有在退出该隔离刀闸引起停电时，才允许暂时使用，但此时应该设法减少其发热，并对该隔离刀闸进行监视。

6、当误合隔离刀闸时，在任何情况下，均不许把合上的隔离刀

东一站运行规程（试行）

闸再拉开，只有用断路器将这一回路断开后或用开关将该隔离刀闸跨接以后，才允许将误合的隔离刀闸拉开。

7、当误拉刀闸时，若在接点拉开不大于20.30mm以前就发现错误，这时应迅速作反方向操作可能立即消灭电弧并避免事故发生。

8、投入运行后的隔离刀闸应注意下列事项：

（1）、隔离刀闸在一般情况下，必须当负荷切除后（即断路器分闸后）方可进行拉合操作。

（2）、带接地刀闸的隔离刀闸，必须在隔离刀闸闸刀完全分开后方可合上接地刀闸，反之，当接地刀闸完全分闸后，方可进行隔离刀闸的合闸操作。

9、隔离刀闸必须经常维护，应定期检查，检查时应注意：（1）、隔离刀闸与操作机构的外表面是否完好无损（尤其是瓷瓶）（2）、合闸时，触头部分是否保持良好接触位臵，触头是否变形，拉力是否改变。

（3）、三相联动中各相是否接触同步。

（4）、操作时各转动部分是否灵活，应无卡塞现象。（5）、接地处的接地是否良好。

四、隔离开关故障及事故处理

1、当隔离刀闸的接触部分过热，须立即减少负荷，如果该隔离开关是与母线联接的，则应尽可能停止使用，只有在退出该隔离刀闸引起停电时，才允许暂时使用，但此时应该设法减少其发热，并对该隔离刀闸进行监视。

东一站运行规程（试行）

2、当误合隔离刀闸时，在任何情况下，均不许把合上的隔离刀闸再拉开，只有用断路器将这一回路断开后或用开关将该隔离刀闸跨接以后，才允许将误合的隔离刀闸拉开。

3、当误拉刀闸时，若在接点拉开不大于20.30mm以前就发现错误，这时应迅速作反方向操作可能立即消灭电弧并避免事故发生。

第二节 互感器的检查维护和事故处理

一、互感器的运行维护

1、互感器是电力系统中供测量和保护用的重要设备，为了确保人在接触测量仪表和继电器的安全，互感器的二次侧一端必须接地，因此，值班人员应注意检查接地是否良好。

2、电流互感器在正常情况下，由于二次阻抗很小，近似于短路状态运行，在电流互感器一次线圈通有电流时若二次侧开路，则会在二次侧感应出很大的电势，形成高电压，因此，电流互感器是不允许二次侧开路，当二次电流回路中要拆出设备时，必须用导线（压板）将二次线圈或该设备端子短接起来，然后再进行工作。

3、电压互感器相当于一个小容量的变压器，二次线圈所接负荷的阻抗很大，在正常运行时，电压互感器接近于空载，所以电压互感器二次回路中不允许短路。

4、运行注意事项：

（1）、运行时应经常检查是否有异常声音及外壳是否有裂纹。（2）、油浸式应检查密封情况是否良好，每次大修时放出底部油

东一站运行规程（试行）

塞看是否有结水情况。

二、互感器故障及事故处理

1、当互感器或二次回路发生故障而显示的参数值错误时，应尽可能根据其它参数的数值对设备进行监视，并尽可能改变设备的运行方式，避免出现由于仪表指示错误而引起对设备情况的错误判断甚至造成不必要的事故，如果这些事故可能引起保护装臵动作（如保护装臵的电压回路失压）应尽可能消除这些故障；

2、当发现电流互感器的二次回路开路时，应设法在该电流互感器附近的端子上将其短路，如不能时，则应将该电流互感器停用；

3、如果互感器高压则绝缘有损伤的现象或在电流互感器内冒烟等现象时，则应用开关将故障的互感器切断，此时应先进行必要的倒闸操作，禁止用隔离刀闸或摘下熔断器等方法来断开故障的电压互感器；

4、充电式互感器，当发现下列故障时，应立即停使用：（1）、高压侧熔断器连续熔 断2至3次；（2）、互感器内有“劈啪”声或其它噪声；（3）、互感器发热过高或冒烟；

（4）互感器内或引出线出口处有漏油现象；（5）、线圈与外壳、引线与外壳之间有火花放电。

5、当油浸式互感器着火时，应立即与故障互感器连接的连线切断，并用砂或干式灭火器来灭火。

东一站运行规程（试行）

第三节 母线、电缆的运行维护

一、6.3kv、35kv母线维护（1）、6.3kv母线运行维护：

○

1、支柱瓷瓶应完好，无破裂和放电现象；

○

2、母线的接头是否有过热变色现象；

○

3、绝缘子应清洁，拦网无破损。（2）、35kv母线运行维护

○

1、检查母线绝缘子串是否有裂纹和放电现象；

○

2、各进出线在母线上的接头是否接触良好，有无发热现象；

○

3、应保持母线绝缘子串的清洁。

二、电缆的运行维护

（1）、电缆的巡视维护：

本站用的不论是低压控制电缆还是6.3kv高压电缆，其维护主要是检查电缆及附近有无酸碱等物，发现是否有可能损坏电缆安全现象存在，电缆头是否有发热、漏电放电等现象。

（2）、电缆运行的定期检查内容：

○

1、电压不允许超过电缆额定电压15%（长期运行）

○

2、电流不允许超过电缆的规定值（长期运行）

第四节 厂用电的维护及事故处理

东一站运行规程（试行）

一、本站厂用电为一台S9—160/0.4、160伏安，6.3/o.4kv，三相变压器，接在6.3kv母线上。低压经厂用盘一把空气开关输出。它负责供给全站动力，控制，照明等，在巡视中应检查以下几点：

1、厂变油位是否正常，油色是否清亮。

2、高低压瓷瓶是否清洁和是否有裂纹及放电现象。

3、特别注意低压出线接头是否有发热变色现象。

4、处理厂变及在厂变上工作，在高压侧开关和低压侧开关断开的基础上一定要在低压开关（空气开关）的隔离开关上挂牌或用绑扎的方法，绑扎起来，（因两个空气开关互合送电）。

另外，本站厂用低压盘与东二站厂用低压盘有一段母联，可与东二站低压厂用互为备用。

二、厂用盘事故处理：

1、指示灯、电压表、电流表、指示不正确，检查盘内保险及开关是否合上，指示灯、电压表、电流表是否损坏，互感器接线是否正确等。

2、空气开关拒绝合闸，检查空气开关控制回路及机械联动装臵。

3、厂用电部分停电及全部停电时，值班人员应做以下工作：（1）、立即查明原因，进行处理。如值班人员一时无法处理，应立即通知有关人员及汇报领导予以解决。

（2）、在确定机组完好情况下，值班人员应保留或迅速开出一台机组，作为本厂的自用电。

（3）、本站厂用盘上的馈线空气开关都为低压抽出式开关柜，47

东一站运行规程（试行）

操作时必须按照操作手柄所标注的位臵进行正确操作，若操作不慎就可损坏该开关柜。

（4）、当厂用盘上的某一馈电开关因操作不慎，致使开关损坏，可利用相同整定值的备用开关进行互换。

4、在投运前，对低压抽出式开关柜应检查：

(1)、柜内是否干燥清洁，电器元件的操作机构是否灵活，不应有卡涩或操作力过大现象。

(2)、主要电器的主辅触头的通断是否可靠、准确。

(3)、抽屉或抽出式机构抽位应灵活、轻便，无卡阻和碰撞现象。(4)、机械联锁或电气联锁装臵应动作正确，闭锁或解除均应可靠。

(5)、在相同整定值的两把抽屉应能方便的互换，无卡阻和碰撞现象。

(6)、保护的额定值及整定值应正确，动作可靠。

东一站运行规程（试行）

第五章 继电保护运行规程第一节

总 则

1、继电保护应有专门记录，即“效验后继电器的整定值及继电。

2、在通常情况下，电气设备不允许无保护运行。

3、投入运行中的继电保护，应防潮、防震、防污染，并经常监

4、继电保护整定值及二次接线，任何人不得随意改变。如需更

5、运行中的继电保护装臵，如需效验更换，应切除运行，特殊

器更换记录”

视。

改，必须经主管生产领导和技术人员同意，由继电保护人员操作，完毕后记录。

东一站运行规程（试行）

情况，不能切除时应采取措施，还应经主管生产领导及值班调度允许方可进行。

6、在效验及更换继电保护装臵时，绝对不允许“电压回路短路，电流回路开路”。

7、继电保护装臵，在正常情况下应定期检查效验，一般最好配合机组大修进行。

8、在配合机组大修时，效验及更换的继电保护装臵，在投入运行前必须做联动试验。

第二节 发电机保护

1、纵联差动保护

发电机纵联差动保护是根据比较发电机定子绕组始末两端的电流大小和相位的差异来判断故障所在，它由发电机中性点侧与靠近发电机出口断路器处分别装设的两组同变比、同型号电流互感器，只DCD-2型差动继电器构成，两组电流互感器按照环流式差动接线。纵差保护作为发电机定子线圈及引出线相间短路的主保护，围是：发电机尾端1LH至引出线端6LH之间。正常时，流入差动继电器中的电流为1LH和6LH的电流差，电流接近于零，作；当在其保护范围内发生相间短路时，流入差动继电器的电流为1LH和6LH电流之和，电流大于动作电流，差动继电器动作，启动出口中间继电器1BCJ动作，跳本机出口断路器，本机励磁开关，水机事故停机，信号由串接于差动回路中的信号继电器1XJ

6.嵌入式水轮机调速器研究 篇六

水轮机调速器作为水电厂的基本控制设备,其调节控制性能直接影响水电厂乃至所连接电网的电能质量。基于可编程控制器的水轮机调速器一般价格较高,现场接口复杂,且较难应用各种复杂控制算法[1]。基于单片机、DSP等微处理器的水轮机调速器由于其价格低廉,工作特性良好,近年来得到了一定的研究和应用[2]。ARM微处理器性能的不断提升以及嵌入式技术的快速发展应用,为高性价比微机调速器的研制提供了方向。基于以上情况,本文介绍了一款基于高性能微处理器LPC1788的嵌入式水轮机调速器。

1 CPU选择

LPC1788是NXP公司生产的一款基于Cortex-M3内核,面向低成本、低功耗、高度集成的高性能32位微处理器。通过外接晶振,该微处理器CPU主频高达120 MHz,运算性能优异,能够满足一般控制器的速度及其他性能需求。该芯片是一种高度集成的微处理芯片,对传统总线结构进行了内部集成,极大增强了抗干扰能力,保证了调速器能够在静电干扰、电磁辐射等不良工况下工作的可靠性。与传统单片机及高性能DSP调节器不同,LPC1788微处理器不仅具有较高的性能,而且内部封装了丰富的资源。这样一方面可以简化系统结构,提高系统的稳定性与可靠性;另一方面,也为调节器功能扩展提供了硬件支持。该处理器内部集成有512 KB的Flash存储器、96KB的数据存储器、4KB的EEPROM存储器、SDRAM和静态存储器访问的外部存储控制器,能够出色地完成水轮机调速器技术性能要求。 该控制器片上还具有数量充足的UART接口、高性能以太网控制器、多通道12位ADC、单通道10位DAC、高速频率测量及脉冲输出接口、USB控制器、SD卡控制接口、音频视频接口以及多达165 路GPIO接口,接口之丰富极大地精简了整个系统的电路设计,降低了设计成本,减少了开发周期,提高了调节器工作的稳定性与可靠性。基于以上情况,本文选用LPC1788芯片进行水轮机微机调速器装置的开发与研制。

2 硬件系统设计

硬件系统主要由测频模块、模拟量采集模块、开关量采集模块、模拟量输出模块、开关量输出模块、PWM处理模块、串口处理模块及其他功能扩展模块组成,见图1。LPC1788拥有4个32位可编程定时器/计数器,均具有捕获、比较匹配功能。系统利用片上集成的2个32位可编程定时器/计数器作为机频与网频的测量资源,另外两个作为备用。采用残压测频的方法,将滤波整形后的方波信号送至捕获输入CAP引脚。CPU内部集成了一个8路12位分辨率双极性ADC,能够直接将水压等模拟量信号经由调理模块变为0~+3.3V的信号直接送至LPC1788的ADC输入引脚,进而高速转为数字量。调速器设计了多达32路的开关量输入通道及多达16路的开关量输出通道。开关量输入信号经由隔离电路直接送至LPC1788芯片引脚。开关量输出信号由CPU引脚送至隔离放大电路后驱动后方电路。调速器内部集成有1路10位分辨率DAC,作为备用。为满足多通道的模拟量控制输出,CPU经由高速SPI外扩专用DAC芯片8544 获得多达4 路的模拟量输出通道。调速器采用CPU内部集成的PWM控制器,并设有高速脉冲调理模块,用以控制以高速脉冲作为输入的各种步进电机或伺服电机(作为电/位移转换元件)以驱动电液随动系统。调速器CPU片上集成有高速MAC芯片,通过外扩KSZ8041RNL网络芯片实现了与外部的网络连接。本着充分利用片上资源的原则,该调速器设有2路CAN总线接口、1路RS232接口、1路RS485接口及1路串口触摸屏接口、1路SD卡接口、1路标准RJ45网络接口、1路USB设备接口以及1 路USB主机接口。此外,本调速器还设有专用看门狗电路,并配有标准Jtag接口,以便于程序的调试与维护。

3 软件系统开发

系统软件由Cortex-M3系列微处理器汇编语言及C语言混合开发。其中微处理器汇编语言用于完成微处理器内核的启动及初始化程序编写,C语言用于信号采集与输出、PID算法实现、通讯控制等功能应用的开发与编写。调速器软件系统移植了嵌入式实时操作系统μc/OS-Ⅱ。μc/OS-Ⅱ是一个易于固化裁剪和移植的实时多任务操作系统内核[3,4]。与传统单片机程序依靠无限循环和中断服务相结合的方式进行程序控制的方式相比,引入微操作系统具有独特的优越性。一方面,该微操作系统以多任务管理为基础,复杂的任务管理和调度均由OS内核进行高效管理,能够更好地提高调节系统的实时性能,进而保证了水轮机调节系统的稳定性和可靠性。另一方面,该微操作系统良好的系统结构屏蔽了底层开发的诸多细节,用户可以专注于应用层的程序设计和算法改善,这极大地减少了开发的周期和研发成本。

结合单任务程序的一般开发经验,移植了微操作系统的调速器软件设计将程序分为多个任务,由系统根据所设定的优先级对所有任务进行高效地管理。调速器软件程序任务主要包括硬件初始化任务、控制命令读取与机组状态识别任务、机组状态切换及控制任务、信号采集与处理任务、PID控制与保护任务、信号输出任务、液晶屏通讯显示任务、IAP监测与实施任务、系统故障检测及记录任务、GOOSE通讯控制任务、检错和容错任务等。其中,硬件初始化任务负责对LPC1788的各个资源及关联外设的初始化工作。控制命令读取与机组状态识别任务主要负责外部输入的各种控制命令的读取,并结合当前运行参数对机组的运行状态进行识别与控制的任务。机组状态切换及控制任务包括有开机、停机、事故停机、发电、调相、空载等子任务以及机组状态切换控制子任务。信号采集与处理任务负责各模拟量、频率量、开关量的采集与处理,将处理后的数据记入内存供其他任务使用。若电站使用基于CAN总线的智能传感器,信号采集与处理任务将自动解析CAN口接收到的报文,并依照协议将测得的各数据量读入内存。信号输出任务负责各数字量、模拟量及频率量的输出。PID控制与保护任务是调速器功能实现的核心,主要负责各种PID控制算法的实现及极端工况下的保护控制,程序将根据算法选择输入状态确定运行采用的控制算法。系统内部实现了多达四种控制策略,考虑到控制策略的发展及系统的可扩展性,选用三个开关量输入作为控制算法选择的判据。液晶屏通讯显示任务负责液晶屏正常通讯及显示。IAP监测任务负责检测USB口是否插有USB设备,若有设备则判断是否包含软件更新文件,并根据结果进行Flash程序的更新与升级。系统故障检测及记录任务负责监测调速器关键部分的故障及各种报警信息,并将其依照一定格式存储于SD卡上,为工作人员的运行维护提供参考。GOOSE通讯任务负责与智能水电厂网络的数据交互工作。此外,为了提高调速器控制的可靠性,避免由于错误信息的使用造成不正确的处理与动作,系统创建了检错和容错任务。软件系统的程序结构及简单流程示意图如图2所示。

4 系统特点

基于高性能微处理器的嵌入式水轮机调速器不仅价格低廉、结构精简,而且功能强大、接口丰富、性能优越,具有较强的系统兼容性与可扩展性。其功能特点主要体现在下面几个方面。

4.1 CAN总线支持

CAN现场总线技术是一种有效支持分布式控制或实时控制的串行通信网络技术。由于其具有通讯实时性强、效率高、开发周期短、接口简单等特点,近年来被逐步应用于智能传感器及步进电机的设计与应用领域。随着工业测控及生产自动化技术的不断发展,智能传感器及智能执行机构将逐步成为同类产品的主流。为了适应现场总线技术在水电站测控及自动化领域的发展需要,本调速器实现了对基于CAN总线系统的智能传感器及智能执行机构的接口支持。调速器不仅可以搭配常规传感器对测控点数据进行模拟采样和处理,而且可以直接接收由高精度智能传感器发来的实时采样数字量。此外,该调速器不仅可以驱动以模拟量或高速脉冲为输入的执行器,而且可以驱动以数字量作为输入的智能执行机构(遵循CAN通讯协议)。对CAN总线接口的功能支持,提高了本调速器对新型智能传感器及智能执行机构的兼容性,增强了调节系统整体的可扩展性。

4.2 多种执行模式

与常规调速器不同,基于高性能微处理器LPC1788 的嵌入式水轮机调速器同时支持以模拟量、高速脉冲及数字量作为输入的电液执行器。对于以模拟量作为输入的比例伺服阀等执行机构,调速器CPU自带了一路10位高精度DA,同时外扩专用DA芯片DAC8544,提供了多达5 路模拟量控制输出通道,可以满足双调机组及多喷针冲击式机组的控制要求。对于以高速脉冲为输入的各种步进电机或伺服电机等执行机构,调速器提供了多达6路PWM输出通道,可以同时控制6路执行机构,满足一般机组的控制需求。对于以数字量为输入的各种步进电机,调速器提供了两路CAN通讯接口,可以根据工程需要灵活组建控制网络。CAN总线网络可以挂载上百个通讯节点,能够很好地满足多执行机构的同步准确控制,可以满足多执行机构机组的高质量控制要求。此外,考虑到工程中可能遇到不同类型执行机构应用于同一场合的情况,该调速器能够提供不同类型控制输出的灵活组合,系统兼容好,可扩展性优越。

4.3 高精度宽范围测频

机频和网频的测量是水轮机调节系统中的关键环节。在本系统中,主频为120 MHz,在计数不分频的情况下,在50 Hz处的测频分辨率达2.08×10-5Hz。而且,由于测频的计时器/计数器为32位,可测得的最低频率为0.027 4 Hz,可见,该调速器测频单元分辨率高,测量范围宽,能够出色地满足水轮机调速器测频的技术指标要求和测频范围要求。

4.4 多种控制策略

随着控制理论的不断发展,水轮机调速器内部的控制算法得到了不断地完善和发展,高级或改进的控制算法也相继涌现,但PID控制规律依然还是主流的控制算法[5,6]。在保证调速器控制效果的稳定性、科学性和可靠性的前提下,本调速器不仅实现了国内调速器应用较为广泛的典型并联控制算法,而且对变参数PID高级算法进行了实现。用户可以对系统进行设定选择调速器内部采用哪种控制算法。

4.5 GOOSE协议支持

水电厂智能化的发展趋势是未来水电厂的发展方向[7,8],将IEC61850标准应用于水轮机调速器,是对建设智能化水电厂的有益探索。水轮机调速器作为一种专用于控制机组转速的具有自治性的控制设备,在智能水电厂标准中其需要与外部进行网络交换的信息主要包括调节模式、开停机命令、机组运行状态命令、功率给定、频率给定、开度给定、开度限制、AGC指令等。依照IEC 61850-7-410标准中对水轮机调速器逻辑节点的规定,结合目前电厂二次设备无法满足智能化要求的实际情况,我们将水轮机调速器作为一个逻辑节点HGOV,控制模式、开停机命令、机组运行状态命令及AGC投入等需要交换的数据作为该逻辑节点的数据对象,依照面向对象的变电站事件GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event)协议与其他逻辑设备进行信息交互。GOOSE协议是一种实时性较高的通讯协议,其帧结构及本调速器对应的数据集结构如图3所示。如图所示,由应用层定义的协议数据单元PDU(Protocol Data Unit)经表示层编码后直接映射到数据链路层,有效避免了通讯堆栈造成的通讯延迟,保证了报文传输的快速性。我们依照PDU规范将调速器数据集填入APDU,并将生成的报文经高速以太网MAC芯片送入智能水电厂的GOOSE网络。调速器也可以通过接收GOOSE子网中控制单元发来的对应报文,依照规约进行解析,并依照指示命令调整调速器设备的运行与动作。

4.6 故障记录与分析

水轮机调速器作为水电厂安全经济运行的重要设备,其工作的稳定性可靠性尤为重要。基于高性能微处理器LPC1788的水轮机调速器内置故障检测、记录及分析功能,可以对测量节点异常(如水头异常、传感器故障等)、控制节点异常(如随动系统动作异常等)、命令输入异常、运行状态异常等进行监测、记录与分析,并可将其离线存储于SD卡中,用户可以定期取出SD卡读取运行故障日志为一段时间内的机组运行质量评价提供参考依据。一般运行中,用户可以通过现地触摸屏显示出当前故障,方便运行人员进行维护。

此外,所有故障记录采用磁存储器进行存储,掉电后数据不消失。

4.7 便捷的系统维护与升级

设备运行维护的便捷性是电厂工作人员比较关注的问题。基于高性能微处理器的水轮机调速器保留了传统仿真器进行系统程序升级方式的同时,提供了基于USB设备的远程离线更新方式。工作人员在进行系统的升级维护时,只需要将带有程序文件的U盘插入调速器USB接口,重新上电后,系统会自动引导加载U盘,自动烧写新的程序。这不仅提高了系统维护与升级的便捷性,同时也大大减少了设备的维护成本。

5 结语

该水轮机调速器充分利用了LPC1788微处理器片上高度集成的丰富资源,简化了外围电路设计及系统结构,在减少开发周期的同时增强了系统的整体稳定性。信号采集方面,充分考虑了智能传感器的应用潜力,提供了两路CAN口用于可能的传感器设备升级与扩展。软件内部移植了实时微操作系统μc/OS-Ⅱ,提高开发效率的同时,大大增强控制的实时性与可靠性。程序内部实现了多达四种控制策略,用户可以根据设备类型和具体工况选择适合的控制算法。为了适应智能水电厂的发展,调速器实现了对GOOSE协议的接口支持。为了方便调速器程序的升级与维护,程序内部实现了基于USB设备的IAP功能,可以方便在现场更新程序。实际测试表明,该调速器的各项控制效果良好,能够满足水电机组的控制要求,且具有良好的可扩展性。综上所述,该调速器具有价格低廉、性能优良、功能强大、可扩展性高等特点,具有较好的推广前景与较高的应用价值。

参考文献

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